Навигация
2.6 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).
Глава 3. Государственный стандарт Российской Федерации. Нефть
Общие технические условия
Дата введения 2002-07-01
1. Область применения
Настоящий стандарт распространяется на нефти, подготовленные нефтегазодобывающими и газодобывающими предприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливным транспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт.
В настоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 сырая нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса.
3.2 товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов, принятых в установленном порядке.
4. Классификация и условное обозначение нефтей
4.1 По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.
4.2 В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).
Таблица 1
Классы нефти
| Класс нефти | Наименование | Массовая доля серы, % | Метод испытания |
| 1 | Малосернистая | До 0,60 включ. | |
| 2 | Сернистая | От 0,61 1,80 | По ГОСТ 1437 и 9.2 |
| 3 | Высокосернистая | 1,81 3,50 | настоящего стандарта |
| 4 | Особо высокосернистая | Св. 3,50 | |
| 4 | Особо высокосернистая | Св. 3,50 |
4.3 По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2):
0 - особо легкая;
1 - легкая;
2 - средняя;
3 - тяжелая;
4 - битуминозная.
Таблица 2
Типы нефти
| Норма для нефти типа | ||||||
| Наименование параметра | 0 | 1 | 2 | 3 | 4 | Метод испытания |
| 1. Плотность, кг/м3, при температуре: | По ГОСТ 3900 и 9.3 настоящего стандарта | |||||
| 20 °С | Не более 830,0 | 830,1-850,0 | 850,1-870,0 | 870,1-895,0 | Более 895,0 | По ГОСТ Р 51069 и 9.3 |
| 15 °С | Не более 834,5 | 834,6-854,4 | 854,5-874,4 | 874,5-899,3 | Более 899,3 | настоящего стандарта |
| 2. Выход фракций, %, не менее, до температуры: | По ГОСТ 2177 и 9.4 настоящего стандарта | |||||
| 200 °С | 30 | 27 | 21 | - | - | |
| 300 °С | 52 | 47 | 42 | - | - | |
| 350 °С | 62 | 57 | 53 | - | - | |
| 3. Массовая доля парафина, %, не более | 6,0 | 6,0 | 6,0 | - | - | По ГОСТ 11851 |
Примечания
1. Определение плотности при 20 °С обязательно до 1 января 2004 г., определение плотности при 15 °С обязательно с 1 января 2004 г.
2. Если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.
4.4 По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).
Таблица 3
Группы нефти
| Наименование показателя | Норма для нефти группы | Метод испытания | ||||
| 1 | 2 | 3 | ||||
| 1. Массовая доля воды, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,0 | По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта | ||
| 2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 | 300 | 900 | По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта | ||
| 3. Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,05 | По ГОСТ 6370 | ||||
| 4. Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более | 66,7 (500) | 66,7 (500) | 66,7 (500) | По ГОСТ 1756 и 9.8 настоящего стандарта | ||
| 5. Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт) | Не нормируется. | Приложение А [6] | ||||
Определение обязательно
Примечание - Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.
Похожие работы
... обратить взор на вклад именно этого ученого в развитие нефтяной науки и нефтедобычи России в целом. По мнению автора и многих исследователей именно И.М.Губкину принадлежит роль в зарождении науки о разработке нефтяных месторождений, что прослеживается в материалах приводимых в следующем параграфе. 2. Зарождение науки о разработке нефтяных и газовых месторождений Для осуществления управления ...
... ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1. Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть». Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», ...
... в северной части месторождения в одном из основных пластов VI проявляется активность контурных вод. В промежуточных пластах очень сильно влияние литологического фактора. Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Проектирование велось по отдельным ...
... данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо ...
0 комментариев