6.3.3.1 metody chemiczne
metody chemiczne obejmują zalewanie polimerów, zalewanie środków powierzchniowo czynnych (micelarnych lub polimerowych i mikroemulsyjnych) oraz procesy zalewania alkaliami. Polymer flooding (polymer augmented waterflooding) to waterflooding, w którym polimery organiczne są wtryskiwane z wodą w celu poprawy efektywności zamiatania w poziomie i pionie. Proces ten jest koncepcyjnie prosty i niedrogi, a jego komercyjne wykorzystanie rośnie pomimo stosunkowo niewielkiej potencjalnej produkcji ropy naftowej. Zalanie środkami powierzchniowo czynnymi jest złożone i wymaga szczegółowych badań laboratoryjnych w celu wsparcia projektu terenowego. Jak wykazały badania terenowe, ma on doskonały potencjał do poprawy odzysku oleju o niskiej lepkości do umiarkowanej lepkości. Powodzie powierzchniowe są kosztowne i zostały wykorzystane w kilku dużych projektach. Zalew alkaliczny stosowany był tylko w tych zbiornikach, w których znajdują się określone rodzaje ropy naftowej o wysokiej liczbie kwasowej.
zalanie Mikroemulsją (zalanie micelarne/emulsyjne) odnosi się do procesu wtrysku płynu, w którym stabilny roztwór oleju, wody i jednego lub więcej środków powierzchniowo czynnych wraz z elektrolitami soli jest wstrzykiwany do formacji i jest wypierany przez roztwór buforowy mobilności (Reed and Healy, 1977; Dreher and Gogarty, 1979). Wstrzykiwanie wody z kolei wypiera bufor mobilności. W zależności od środowiska zbiornika, przed zalaniem może lub nie może być używany. Mikroemulsja jest kluczem do procesu. Olej i woda są przemieszczane przed ślimakiem mikroemulsji i rozwija się ustabilizowany bank oleju i wody. Mechanizm wypierania jest taki sam w drugorzędnych i trzeciorzędnych warunkach odzysku. W przypadku wtórnym woda jest głównym wytwarzanym płynem, dopóki bank oleju nie dotrze do studni.
konwencjonalne zalewanie wodą można często poprawić poprzez dodanie polimerów (zalanie polimerem) do wody wtryskowej, aby poprawić stosunek mobilności między wstrzykiwanymi płynami i na miejscu. Roztwór polimeru wpływa na względne natężenie przepływu oleju i wody i wymiata większą część zbiornika niż sama woda, kontaktując się w ten sposób z większą ilością oleju i przenosząc go do odwiertów produkcyjnych. Obecnie stosowane polimery są wytwarzane zarówno syntetycznie (poliakrylamidy), jak i biologicznie (polisacharydy). Polimery mogą być usieciowane in situ, tworząc bardzo lepkie płyny, które przekierują następnie wtryskiwaną wodę do różnych warstw zbiornika.
zalew polimerowy ma swoją największą użyteczność w zbiornikach heterogenicznych i tych, które zawierają umiarkowanie lepkie oleje. Zbiorniki oleju o niekorzystnych współczynnikach mobilności wody mają potencjał zwiększonego odzysku oleju dzięki lepszej wydajności przerzutów poziomych. Zbiorniki heterogeniczne mogą reagować korzystnie w wyniku poprawy skuteczności pionowego zamiatania. Ponieważ mikroskopijna wydajność przemieszczenia nie ma wpływu, wzrost odzysku nad wodą będzie prawdopodobnie niewielki i ograniczony do tego stopnia, że wydajność zamiatania jest lepsza, ale Przyrostowy koszt jest również umiarkowany. Obecnie polymer flooding jest wykorzystywany w znaczącej liczbie komercyjnych projektów terenowych. Proces ten może być stosowany do odzyskiwania olejów o wyższej lepkości niż te, dla których można rozważyć powódź środka powierzchniowo czynnego.
powódź powierzchniowo czynna jest procesem wieloskładnikowym polegającym na dodawaniu do wody substancji powierzchniowo czynnych. Te substancje chemiczne zmniejszają siły kapilarne, które zatrzymują olej w porach skały. Zawiesina środka powierzchniowo czynnego wypiera większość oleju z objętości zbiornika, z którym ma kontakt, tworząc płynący bank oleju i wody, który jest propagowany przed ślimakiem środka powierzchniowo czynnego. Głównymi czynnikami wpływającymi na konstrukcję ślimaka środka powierzchniowo czynnego są właściwości międzyfazowe, mobilność ślimaka w stosunku do mobilności banku olej-woda, trwałość dopuszczalnych właściwości ślimaka i integralność ślimaka w zbiorniku.
zalanie alkaliczne dodaje do wody nieorganiczne chemikalia alkaliczne, takie jak wodorotlenek sodu, węglan sodu lub ortokrzemian sodu w celu zwiększenia odzysku oleju przez jeden lub więcej z następujących mechanizmów: redukcja napięcia międzyfazowego, spontaniczna emulgacja lub zmiana zwilżalności (Morrow, 1996). Mechanizmy te polegają na tworzeniu się In situ środków powierzchniowo czynnych podczas neutralizacji kwasów ropopochodnych w ropie naftowej przez alkaliczne związki chemiczne w płynach wypierających. Chociaż emulgowanie w procesach zalewania alkalicznego zmniejsza mobilność płynu wtryskowego do pewnego stopnia, sama emulgacja może nie zapewnić odpowiedniej skuteczności zamiatania. Czasami polimer jest dołączony jako pomocniczy środek chemiczny kontrolujący mobilność w alkalicznej wodzie, aby zwiększyć poprawę współczynnika mobilności dzięki emulsjom generowanym przez alkaliczne.
mieszalne przemieszczenie płynu (mieszalne przemieszczenie) jest procesem wypierania oleju, w którym alkohol, rafinowany węglowodór, skondensowany gaz ropopochodny, dwutlenek węgla, skroplony gaz ziemny, a nawet spaliny są wtryskiwane do zbiornika oleju, przy poziomach ciśnienia takich, że wtryskiwany gaz lub alkohol i olej zbiornikowy są mieszalne; proces ten może obejmować równoczesne, naprzemienne lub późniejsze wtryskiwanie wody.
procedury mieszalne są takie same w każdym przypadku i obejmują wstrzyknięcie ślimaka rozpuszczalnika mieszalnego z olejem zbiornikowym, a następnie wstrzyknięcie cieczy lub gazu w celu usunięcia pozostałego rozpuszczalnika. Należy uznać, że mieszalny ślimak rozpuszczalnika zostaje wzbogacony olejem, gdy przechodzi przez zbiornik i zmienia się jego skład, zmniejszając w ten sposób skuteczne działanie oczyszczające. Jednak zmiany w składzie płynu mogą również prowadzić do osadzania się wosku, jak również osadzania składników asfaltenu. Dlatego zaleca się zachowanie ostrożności.
inne parametry wpływające na mieszalny proces przemieszczenia to długość zbiornika, szybkość wtrysku, porowatość i przepuszczalność matrycy Zbiornika, rozmiar i współczynnik mobilności mieszalnych faz, efekty grawitacyjne i reakcje chemiczne. Mieszalne powodzie wykorzystujące dwutlenek węgla, azot lub węglowodory jako mieszalne rozpuszczalniki mają największy potencjał zwiększonego odzyskiwania olejów o niskiej lepkości. Komercyjne powodzie zawierające węglowodory mieszalne są eksploatowane od lat 50. XX wieku, ale powodzie mieszalne z dwutlenkiem węgla na dużą skalę są stosunkowo niedawne i oczekuje się, że w największym stopniu przyczynią się do zwiększonego ożywienia gospodarczego w przyszłości.
dwutlenek węgla jest w stanie wyprzeć wiele ropy naftowej, umożliwiając w ten sposób odzyskanie większości ropy ze skały zbiornika, z którą ma kontakt (zalanie mieszalne dwutlenkiem węgla). Początkowo dwutlenek węgla nie miesza się z olejem. Jednak gdy dwutlenek węgla styka się z surową ropą in situ, ekstrahuje niektóre składniki węglowodorowe ropy naftowej do dwutlenku węgla, a dwutlenek węgla jest również rozpuszczany w oleju. Mieszalność uzyskuje się na froncie przemieszczenia, gdy nie ma interfejsów między mieszaniną dwutlenku węgla wzbogaconego węglowodorami a olejem wzbogaconym dwutlenkiem węgla. Tak więc, w dynamicznym (wielokrotnym kontakcie) procesie obejmującym międzyfazowe przenoszenie masy, mieszalne przemieszczenie pokonuje siły kapilarne, które w przeciwnym razie zatrzymują olej w porach skały.
w niektórych zastosowaniach, szczególnie w zbiornikach węglanowych (wapień, dolomit i kwarc drobnoziarnisty), w których prawdopodobnie będzie stosowany najczęściej, dwutlenek węgla może przedwcześnie przebić się do studni. Kiedy to nastąpi, można podjąć działania naprawcze z wykorzystaniem mechanicznych kontroli w odwiertach wtryskowych i produkcyjnych w celu zmniejszenia produkcji dwutlenku węgla. Jednak znaczna produkcja dwutlenku węgla jest uważana za normalną. Zasadniczo wytworzony dwutlenek węgla jest ponownie wstrzykiwany, często po przetworzeniu w celu odzyskania cennych lekkich węglowodorów.
w przypadku niektórych zbiorników mieszalność między dwutlenkiem węgla a olejem nie może być osiągnięta i zależy od właściwości oleju. Jednak dwutlenek węgla może być nadal wykorzystywany do odzyskiwania dodatkowego oleju. Dwutlenek węgla pęcznieje ropę naftową, zwiększając w ten sposób objętość porów zajmowanych przez olej i zmniejszając ilość oleju uwięzionego w porach. Zmniejsza również lepkość oleju. Oba efekty poprawiają mobilność oleju. W projektach pilotażowych i komercyjnych wykazano, że powódź nie mieszająca się z dwutlenkiem węgla, ale ogólnie oczekuje się, że wniesie ona stosunkowo niewielki wkład w EOR.
roztwór GOR dla gazowanej ropy naftowej należy mierzyć w normalny sposób i wykreślić jako gor w objętości na objętość w stosunku do ciśnienia. Im większa rozpuszczalność dwutlenku węgla w oleju, tym większy jest wzrost roztworu GOR. W rzeczywistości wzrost GOR zwykle jest równoległy ze wzrostem współczynnika objętości tworzenia oleju z powodu pęcznienia. Należy zauważyć, że gaz w każdym eksperymencie GOR nie jest dwutlenkiem węgla, ale zawiera węglowodory, które odparowały z fazy ciekłej. W związku z tym, niezależnie od tego, czy GOR jest mierzony w komorze ciśnienie–objętość–temperatura, czy z eksperymentu slim tube, należy przeprowadzić analizę składu w celu uzyskania składu gazu, jak również składu równowagi fazy ciekłej. Jeżeli rzeczywiste zmierzone wartości nie są dostępne, korelacja opracowana dla rozpuszczonych gazów zawierających ropę naftową może być wykorzystana, ale w najlepszym przypadku podaje jedynie przybliżone wartości. Ponieważ gęstość czystych gazów jest funkcją ciśnienia i temperatury, dla ropy nasyconej gazami, gęstość w strefie mieszania musi być określona jako funkcja składu strefy mieszania i ciśnienia.
