Rezervele geologice și recuperabile
În primul rând, o anumită terminologie. Tot uleiul care este prezent fizic în rezervor, este rezervele geologice. Pentru o varietate de motive, pe care le vom spune un detaliu pic mai departe, de la formarea pot fi extrase doar o parte din rezervele geologice. Această parte este de așteptat rezerve nazyvaetsyaizvlekaemymi. Raportul dintre rezervele recuperabile la geologice sau, echivalent, procentul de ulei care poate fi extras din formațiune se referă la proiect factor de recuperare a uleiului (CIN) sau de recuperare. În plus față de proiect, există, de asemenea, un factor de recuperare actual - este proporția rezervelor geologice, care în prezent deja minat. Este clar că factorul de recuperare actual este întotdeauna mai mică decât a proiectului. Când oamenii vorbesc despre doar stocuri fără a specifica geologice sau ele sunt recuperabile, este o întrebare, de regulă, rezerve cu privire la recuperabile. Când oamenii vorbesc despre doar CIN se referă la proiectul KIN.
dimensiunea CIN depinde de mulți factori și diferite domenii pot fi foarte diferite. Considerat factor mediu de recuperare de aproximativ 30-40%; Astfel, în proiectul mediu câmp este de așteptat să plece pentru totdeauna în formarea de 60-70% din ulei. KIN în regiunea de 10-20% este considerată foarte scăzută, deși așa numitul ulei de neconvențional este destul de valori tipice; adică, aici, în rezervorul rămâne 80-90% din ulei. KIN peste 50% - foarte mare si destul de rare.
Într-o mare măsură, valoarea CIN depinde de dezvoltarea de tehnici care sunt aplicate unui anumit domeniu. Metodele de dezvoltare sunt primare, secundare și terțiare. În conformitate cu metodele primare a însemnat dezvoltarea câmpului la care uleiul din rezervor se află sub presiune naturală. Presiunea rezervor inițială și există aproape întotdeauna cauzată în principal de faptul că depozitele sunt subterane adânci. După deschiderea sondelor de rezervor, cel puțin a reduce presiunea de formare, există o extensie simplă a uleiului și a conținut împreună cu ea, în depozitele de apă și gaz. Volumul de ulei care nu se încadrează în rezervor după extinderea - acesta este volumul extras. Acest lucru face posibil să se obțină o medie de numai aproximativ 10% din rezervele. Strict vorbind, uleiul neconvențional este un factor de recuperare a scăzut, tocmai pentru că este adesea extrasă numai din metodele primare.
Metode secundare numita injecție în apa de zăcământ sau gaz prin injectoare speciale. Aceste metode rezolvă două obiective: menținerea presiunii pentru a evita formarea de scăderea ratelor de producție de sonde de producție; și pentru a asigura deplasarea uleiului din rezervor la sonde de producție pentru a crește recuperarea țițeiului. O recuperare ulei tipic realizată în aplicarea tehnicilor secundare - aceeași medie de 30-40%.
injecție de apă este folosit mai des decât injecția de gaz, deoarece este de obicei mai eficient. Putem spune că astăzi dezvoltarea de câmpuri de petrol de la inundații - o tehnologie standard. Acesta este utilizat pe scară largă pentru mai multe decenii și a lucrat prin. Apa este pompat în formațiune, de obicei, sărat; ia-o în principal din cauza rezervor relativ adânc saturat cu apă, unde se extrage prin puțuri de apă speciale.
injecție de gaze pentru a menține presiunea în rezervor de multe ori are un alt scop - excesul de reciclare, gaze asociate inutile, care nu poate fi ars, nimeni nu vinde și nicăieri să se atașeze. Uneori este chiar greu de spus care dintre aceste sarcini (de recuperare sau de eliminare secundară) în organizarea injecției de gaz rezolvată mai întâi.
Cu privire la metodele terțiare mai târziu, dar acum ne uităm la ceea ce se întâmplă în formarea în apă de injecție, și de ce nu este deplasată 100% din ulei.
În rezervor, în plus față de ulei, de asemenea, inițial conține o cantitate considerabilă de așa-numita apă legată. Rata medie a acestor lichide în volum - ulei 70% și 30% apă. Uleiul si apa nu se amestecă în formarea, în fiecare por individuală este o limită clară între ele. Apa în mod normal, ca și în cazul în care roca înconjoară granule, ulei depozitate în părțile centrale ale porilor și direct cu roca atinge nicăieri.
În procesul de producție de petrol inițial apă legată nu va curge, este staționar, în virtutea conexiunii fizice cu particulele de rocă chimice și. Dar, ca rezervorul este pompat în apă în porii acesta devine treptat mai mult și petrol - mai puțin și mai puțin. Apa nu are toate deținute rocii și se pot deplasa acum prin rezervorul cu ulei. Ca rezultat, sonde de producție apare apă asociată.
spațiu striat este foarte eterogen. Acesta poate fi gândit ca o pluralitate de pori relativ largi conectate prin canale de pori relativ înguste. Diametrul canalelor porilor este foarte mică - de ordinul o sutime de milimetru, - prin urmare, au o importanță foarte mare este presiunea capilară. După cum ne amintim, cu roca atinge apa, nu ulei. Prin urmare, deoarece apa devine tot mai mult, mai devreme sau mai târziu vine un moment în care un canal de pori înguste rămâne doar un singur picături de apă și de ulei sunt prinse în părți largi ale porilor (a se vedea. Figura).
Înainte de a zavodneniya.Posle inundații.
Capilar înțepenirii picăturile de ulei înainte de canalul porilor. Mai mici raza de curbură a interfeței (ulei și apă), cu cât presiunea capilară. Raza canalului porilor de curbură mai mici, datorită diametrului mic al canalului porilor. Diferența de presiune capilară la începutul și la sfârșitul picăturii atribuibilă depăși presiunea diferențială generată lungime exploatare rezervor. Ca rezultat al forțelor capilare nu permit o trecere picătură prin canalul porilor.
Prinși în porii picăturilor de ulei constituie un ulei rezidual așa-numita, care este fizic imposibil să se disloce din formațiune prin inundare cu apă. Proporția de ulei care se poate deplasa înecului numitul coeficient de deplasare. Aceasta variază în limite largi, dar media este de aproximativ 60-70%.
În corectitudine, trebuie precizat că toate cele de mai sus este valabil și pentru straturi hidrofile, adică cele în care roca este umezit cu apă. In straturile hidrofobe ale opus - straturile de ulei boabele de roca, iar apa este în părțile centrale ale porilor largi. În ceea ce privește redresarea nu este nimic fundamental nu se schimba: uleiul este încă fizic imposibil pentru a elimina inundații, doar a avut loc de data asta, nu presiunea capilară, și chimice și legături fizice cu particulele de rocă, în contact cu care este.
Porțiune a formațiunii, în care deplasarea uleiului de apă este finalizată, se numește „spălat“. Un alt motiv important ca CIN nu ajunge la 100%, constă în aceea că, în timpul nu inundând toate părțile depozitelor sunt spălate la fel de bine. În primul rând, apa injectată merge în mare parte într-o linie dreaptă de la puțul de injecție producției. Mai departe de linia, formarea mai lent și mai puțin spălate. În al doilea rând, formarea nu este omogen, acesta poate fi spart în intercalații permeabile separate de roci impermeabile. Straturile intermediare permeabile individuale sunt adesea de dimensiuni reduse, și din această cauză, nu toate gaura necesară în căderea sa. Dacă cusătura deschis injecție bine și minerit - nu (sau invers), atunci acesta nu va fi spălat. În al treilea rând, apa este mai grea decât uleiul și deci tinde să „intensifice“ în partea de jos a rezervorului. Partea superioară a rezervorului, ca rezultat rămâne nespălate.
Raportul dintre volumul rezervorului, care este spălat inundarea cu apă, se numește un factor de acoperire. Tipic pentru valoarea sa - aproximativ 50-60%.
Proiectul Coeficientul înecului de recuperare a petrolului este calculat ca produsul dintre coeficientul de deplasare și de rata de acoperire. După ce a dat mai sus sunt valori tipice ale acestor coeficienți, se poate calcula cu ușurință o valoare tipică de ulei - 30 - 42%, ceea ce coincide cu CIN mediu menționat anterior.
Metodele terțiare de dezvoltare sunt considerate a fi orice metode pentru a spori și mai mult a factorului de recuperare după metodele secundare. Ele sunt foarte diverse, dar utilizarea mai mult sau mai puțin răspândite în prezent se găsesc doar energie termică și gaze.
Metodele termice sunt utilizate pentru dezvoltarea depozitelor de uleiuri cu viscozitate ridicată, care sunt denumite în mod obișnuit greu sau neconvenționale. Prin urmare, în special ulei de mare cu aceste metode nu există. Ele constau în injectarea în fierbinte rezervor de apă sau vapori de apă: temperatură ridicată datorită viscozității uleiului este redusă și devine mult mai ușor de extras. După cum puteți vedea, metode termice, de fapt, sunt o modificare a inundațiilor - metoda de dezvoltare secundară.
Tehnicile de gaz utilizate, în general, în zăcăminte de petrol convenționale pentru a crește înecului de recuperare a petrolului. Există, de obicei, de asemenea, merge injecție de apă, dar un anumite intervale de timp regulate, acesta se înlocuiește cu injecție de gaz în aceleași puțuri de injectare, iar apoi din nou se reia pomparea apei. Astfel, aici vom vedea, de asemenea, o modificare de inundații. Gazul este apoi pompat nu orice: ea trebuie amestecată cu rezervorul de ulei, adică, ei trebuie să fie bine dizolve unul în celălalt. Fără această condiție, de recuperare îmbunătățită a petrolului nu va funcționa.
După cum ne amintim, în inundarea cu apă spălată a uleiului rezidual conținut în rezervor sub formă de picături izolate, ținute în loc de presiunea capilară. Când se amestecă cu gazul de sondă de petrol trece prin spațiul porilor, o parte a gazului dizolvat în ulei. Picăturile de ulei rezultate crește foarte mult în volum, și poate fi conectat din nou unul cu celălalt. Ulei își recapătă mobilitatea și începe să se deplaseze la sondele de producție. De-a lungul timpului, gazul devine din ce în ce mai au mai multe picături de ulei se dizolvă în gazul și transportate împreună cu el la sondele producătoare.
Capillary prinse extract ulei rezidual cu tehnici de gaz.
Din descrierea metodelor de gaz au apreciat că, cu ajutorul lor, teoretic, este posibil să se atingă raportul aproape totală deplasare. Petrol și gaze este injectat în formațiune se amestecă și se extrage împreună. Pe suprafața uleiului este separat, iar gazul este injectat din nou în formațiune, unde din nou amestecat cu uleiul, etc. Uleiul amestec gazos produs devine treptat mai mult gaz și mai puțin petrol ..; ar părea posibil să se aducă procesul la punctul în care, în formarea de ulei aproape nu rămâne.
Cu toate acestea, metodele practic gaz suplimentar dau doar aproximativ 5-10% din ulei suplimentar, adică CIN este crescut de la 30-40% la un înecului convențional la 40-45%. Acest lucru este important, dar fundamental situația cu rezervele subterane pentru totdeauna abandonate nu se schimba.
Alte tipuri de metode terțiare nu este încă trecut dincolo de lucrările experimentale, și, foarte probabil, multe dintre ele nu vin niciodată. Prevalența metodelor de căldură și gaze de fapt, nu este foarte mare. După cum sa menționat deja, metodele de analiză termică sunt legate de rezerve neconvenționale foarte vâscos. Cu principala dificultate proceduri de același tip de gaz - pentru a ridica gazul sursa. Poate fi pompat, sau un gaz de hidrocarburi, care este, în general, în sine - o sursă valoroasă de energie; sau dioxid de carbon, care încă mai au nevoie pentru a găsi undeva în apropiere. Unele zăcăminte de gaze naturale conțin un procent ridicat de dioxid de carbon, care pot fi separate și direcționate spre câmp petrolifer injectare, dar există depozite nu peste tot.