Расчет углекислого. Яракт_СО2. Курсовой проект по курсу Повышение нефтеотдачи пластов

• Название: Курсовой проект по курсу Повышение нефтеотдачи пластов
• Анкор: Расчет углекислого
• Дата: 22.05.2023
• Размер: 1.94 Mb.
• Имя файла: Яракт_СО2.docx
• Тип: Курсовой проект; #1152208
• страница: 6 из 7

Анализ источников СО₂

Для того чтобы получить одну тонну дополнительной нефти, необходимо приблизительно 1000 м³ чистого CO₂. Использование диоксида углерода позволяет увеличить КИН в широком диапазоне геолого-физических свойств нефтяных пластов. Таким образом возникает серьезная необходимость значительных объемов углекислого газа, что является основным фактором, который ограничивает возможность реализации данной технологии. Этот фактор влияет и на рентабельность применения технологий, которые связаны с использованием диоксида углерода.



Рисунок 2.1 - Классификация источников диоксида углерода

Выделяют два источника углекислого газа техногенные источники и природные. Из техногенных источников, на которых может улавливаться углекислый газ можно выделить несколько основных, к ним относятся:

- Цементные заводы;

 Электростанции;

 Предприятия, относящиеся к черной металлургии;

 Нефтеперерабатывающие заводы;

 Газоперерабатывающие заводы;

 Предприятия, относящиеся к химическому производству (производство этанола, этилена, аммиака и т.д.).

Согласно статистике, наибольшее количество выбросов диоксида углерода происходит энергетическим сектором, который включает в себя производство тепла, энергии, нефтепереработку и газопереработку, производство твердых топлив и другие виды энергетической промышленности.

К природным источникам CO₂ принято относить месторождения, которые содержат углекислый газ. Технологии увеличения нефтеотдачи основанные на использовании углекислого газа наиболее популярны в США, в России на данный момент не зарегистрировано месторождений природного диоксида углерода. Основная его часть существует в виде попутного компонента при добыче углеводородных газов. Чаще всего его содержание не превышает 1 %, существуют месторождения, где содержание углекислого газа достигает 97 %, но такие проявления локальны, а значит произвести прогнозирование и оценку затруднительно.

Крупнейшие месторождения CO₂ в мире относят к вулканогенному генезису, концентрация углекислого газа в таких месторождениях может достигать 100 %. В России Восточная Сибирь и Сахалин являются наиболее благоприятными условиями, для того чтобы происходило образование залежей диоксида углерода. Однако до сих пор исследования по оценке и прогнозированию данных зон возможной концентрации запасов CO₂ не производились.

Исследователями были проведены анализы различных источников углекислого газа и в последующем созданы карты для различных регионов РФ в целях улавливания (рис. 2.2) и для применения в целях увеличения нефтеотдачи (рис. 2.3).

Основой для построения карт служило количество электростанций в каждом регионе, а также их суммарный выброс углекислого газа, также учитывалось среднее расстояние от электростанций до ближайшего нефтяного месторождения, потребность повышения нефтеотдачи при помочи диоксида углерода за год, количество экономически успешных потенциальных проектов, а также средние значение затрат на перевозку CO₂ до месторождения.

Для того, чтобы определить к какому рангу перспективности относится конкретный регион был разработан специальный алгоритм, который учитывал стоимость улавливания диоксида углерода, физико-геологические свойства месторождений, затраты на транспортировку углекислого газа и его закачку, а также экономическую эффективность данных проектов.



Рисунок 2.2 – Карта перспективных регионов РФ для целей использования улавливания CO₂



Рисунок 2.3 - Карта перспективных регионов РФ для целей использования диоксида углерода для повышения нефтеотдачи

2.4 Техническая реализация процесса при применении метода в промышленных масштабах

В связи с тем, что давление определяет смеси­мость, состояние смеси нефть— СО₂ и эффективность вытеснения нефти, основными регулируемыми элементами технологии про­цесса являются давление нагнетания СО₂ и поддержание пласто­вого давления.

Оптимальное давление, при котором СО₂ наиболее эффективно вытесняет нефть, следует определять в каждом конкретном слу­чае экспериментально при условиях, близких к пластовым, т. е. определение давления смесимости для пластовых нефтей с СО₂ проводить в пористой среде реального пласта.

Другое важное условие технологии вытеснения нефти СО₂ — его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО₂ (99,8—99,9 %) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО₂ большого коли­чества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Если в пласт закачивается СО₂ в смеси с метаном (природ­ный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти СО₂— сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятст­вует смесимости нефти и СО₂.

Для вытеснения нефти одним СО₂ требуется его большой рас­ход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой раз­ницы вязкостей и плотностей СО₂ и нефти возможны быстрые прорывы СО₂ к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО₂ может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО₂, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и yвеличения коэффициента охвата, применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением. Применяются различные модификации этого метода.

Применение СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная, пятирядная, трехрядная или однорядная, либо должны приме­няться различные модификации площадного заводнения. Пред­почтение должно быть отдано активным, т. е. малорядным систе­мам разработки.

Применение многорядных систем нежелательно ввиду возмож­ного отбора больших объемов СО₂ первыми рядами добывающих скважин. В случае необходимости применения таких систем сле­дует уменьшать газоводяное отношение.

Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки — до 40—50 га/скв и более, так как СО₂ не ухудшает условий дренирования пластов. Как и при обычном заводнении, плотность сетки скважин следует принимать в за­висимости от неоднородности пластов по проницаемости и пре­рывистости исходя из условия более полного охвата дренирова­нием. При разработке пластов, в которых возможна значительная гравитационная сегрегация воды и СО₂ (пласты с большой толщи­ной и вертикальной проницаемостью), плотность сетки скважин следует увеличивать. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и возможную продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин, необходимость бурить скважины-дублеры и принимать максимальные меры по защите от коррозии металла обсадных труб.