Качество воды, закачиваемой в пласт

При непрерывной подаче ингибитора используют различные насосы и дозаторы, которые поддерживают концентрацию ингибитора на уровне оптимальной (обычно 0,025—0,1 г/л) при этом возможно потенциальное снижение концентрации ингибитора во времени. При таком способе требуется постоянный контроль за содержанием ингибиторов в агрессивной среде. При периодической подаче ударных доз предполагается, что ингибитор обладает значительным эффектом последействия. В зависимости от этого свойства интервалы между повторными обработками могут составлять от одной недели до нескольких месяцев. Подача ингибитора в продуктивный пласт предполагает использование призабойной зоны в качестве своеобразного естественного дозатора. Закачивая в дальнейшем под определенным давлением продавочную жидкость, обеспечивают подачу ингибитора в скважину. В сероводородсодержащие сточные воды, подготавливаемые для подачи в пласт, водорастворимые ингибиторы подают с помощью специальных дозирующих устройств. Здесь также возможна как постоянная, так и периодическая дозировка. [c.121]

В качестве загущенной воды в пласт можно закачивать водные растворы различных полимеров, например, полиакриламида (ПАА). Молекулярная масса этого водорастворимого полимера более 500 ООО, а вязкость его водных растворов прямо пропорциональна молекулярной массе. В зависимости от товарных свойств полимера при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз [33]. [c.48]

Высококонцентрированные или токсичные сточные воды, очистка которых невозможна или нецелесообразна, устраняют путем закачки в глубокие (300—3700 м) поглощающие пласты, изолированные от расположенных выше горизонтов воды питьевого качества, в нефтегазоносные пласты при заводнении разрабатываемых месторождений, в отработанные шахты, в естественные и искусственные подземные емкости [3, с. 16]. В глубокие скважины закачивают стоки, содержащие минеральные компоненты (щелочи, кислоты, хроматы, нитраты, фосфаты, сульфаты), органические соединения (спирты, кетоны, фенолы, цианиды) и радиоактивные вещества. Так, в скважины закачивают рассолы, образующиеся в результате опреснения сточных вод и содержащие до 50 % минеральных солей. [c.16]

Обычно растворы химреагентов закачивают в пласты в виде конечных объемов - оторочек, продвигаемых по пласту водой. В качестве характерного размера задачи, который используется при введении безразмерных переменных и т, выбираем объем оторочки. Тогда при т < 1 в пласт закачивают раствор химреагента, при т > 1 - воду, проталкивающую оторочку по пласту. На рис. 10.2 приведены профили насыщенности при т < 1 при вытеснении нефти раствором активной примеси. Перед фронтом вытеснения, скорость которого равна В , находится зона I невозмущенного течения в ней s = s , с = 0. Затем следует водонефтяной вал II, в котором примесь отсутствует, а водонасыщенность постоянна, с = О, i = Sj- Затем следует зона III течения водонефтяной смеси в присутствии химреагента скорость фронта химреагента [c.310]

Газ из сепараторов среднего и низкого давлений может использоваться как топливо. Основная часть газа закачивается снова в пласт через инжекционную скважину для поддержания пластового давления. С целью увеличения степени извлечения углеводородов процесс сепарации часто проводят при пониженной температуре, используя в качестве хладагентов пропан, аммиак, воду или отработанный газ из сепараторов высокого давления. Чтобы воспрепятствовать образованию гидратов при охлаждении, в газо-жидкостную смесь подкачивается диэти-ленгликоль или газ предварительно осушается твердым адсорбентом (силикагель, боксит). [c.146]

Получение пара в смеси с газами в парогазогенераторах не только устраняет перечисленные недостатки, но и имеет ряд достоинств. Требования к качеству питательной воды в этом случае гораздо ниже из-за отсутствия теплопередачи через стенку от газа к воде или к пару и поверхностей нагрева. Полностью отсутствуют потери тепла с уходящими газами, так как продукты сгорания вместе с паром закачиваются в пласт. В связи с тем что процесс горения топлива и испарения воды происходит под давлением и при их непосредственном контакте, размеры парогазогенератора меньше, чем парогенератора, и поэтому затраты металла также существенно снижаются. [c.77]

В стадии регенерации через адсорбент пропускают часть природного газа, нагретого ч соляной ванне 5 до 260 °С. Температура рассола в вание достигает 370°. Ванна автоматически отключается, когда начинается охлаждение адсорбента. Температура адсорбента в конце стадии охлаждения 55 °С. Продукты, выделяющиеся при регенерации, охлаждают в воздушном теплообменнике 6, сконденсированную воду отделяют в сепараторе 7, после чего газ возвращают на осушку. Воду из сепараторов 2 и 7 подвергают дегазации в сепараторе 8 при давлении - 1,3-Ю Па (1,3 кгс/см ) и температуре 35—40 °С, носле чего насосом 9 закачивают в пласт. Газ из сепаратора 8 используют в качестве топлива. Переключение адсорберов производят каждые 3 ч. [c.379]

Хранение газа осуществляется с целью сглаживания неравномерности его потребления на местах. Природный газ хранят чаще всего в подземных хранилищах. Для этого используют структурные геологические ловушки, где газ может храниться под большим давлением без потерь его в смежные пласты. Чаще всего это подземные складки или купола, имеющие песчаные пласты, перекрытые плохо проницаемыми глинистыми отложениями. Газ в такие купола закачивают из магистрального газопровода, вытесняя тем самым имеющуюся в песчанике воду. Обычно в качестве хранилища выбирают геологическую структуру, где гидростатическое давление не превышает рабочее давление в газопроводе. [c.43]

Предпочтительнее оказался метод,предложенный фирмой РЬ11Ирз Ре1го1еит Со. (Пат. 3638729 3727687 3848673 и 3926258 США), согласно которому в пласт закачивают раствор частично сшитого полимера, регулирующего проницаемость неоднородного пласта. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды, полиметакриламиды или сополимеры акриламида с другими этиленонасыщенными мономерами. При растворении полимера в минерализованных пластовых водах с концентрацией солей более 60 г/л содержание карбоксильных групп полимера должно находиться в пределах 0.1...14 %, желательно не более 12%. [c.78]

При разработке нефтяных месторождений методом закачки жидкостей в пласты в качестве вытесняющих агентов в нагнетательные скважины закачивают жидкости, не смешивающиеся с нефтью (различные тины вод), и жидкости-растворители (сжиженные углеводородные газы, газовые бензины). Коэффициент извлечения нефти из пластов составляет 50—70%. При применении растворителей, смешивающихся с нефтью (газовые бензины, пропан-бутан и т. п.), коэффициент извлечения нефти достигает 95—98%. В ближайшие годы этот метод получит широкое применение, для чего необходимы специальные насосы. Работа насосов, закачивающих различные жидкости в нефтяные пласты, имеет свою специфику, что определяет предъявляемые к конструкциям требования [c.148]

Во многих отраслях промышленности, например в химической, фармацевтической, анилинокрасочной, нефтяной, образуются высококонцентрированные и токсичные сточные воды, для очистки которых еше не разработаны достаточно эффективные и экономичные методы. Для предотвращения заг рязнения поверхностных водоемов такие сточные воды закачивают через нагнетательные скважины в глубоко залегающие (1500—2500 м) водоносные горизонты пористых пластов, изолированных от лежащих выше горизонтов воды питьевого качества. [c.275]

При отсутствии в пласте солей двух- и поливалентных металлов или сероводорода, т. е. в случав газового поглощающего коллектора, предлагается использовать двухреагентный метод. До или после рабочей смеси того же состава в зону поглощения закачивается соляная или серная кислота, разделенная от рабочей смеси буферной жидкостью, в качестве которой может быть ис-польз )вана вода или глинистый раствор с низким содержанием твердой фазы, а также дизельное топливо. Сущность этого метода объясняется образованием в порах и микротрещинах пласта кремниевой кислоты в виде гелеобразной массы, обладающей высокими тампонирующими свойствами. [c.259]

АСПО в призабойной зоне пласта. Состав, содержащий 70% толу-ольной фракции и 30% нефраса 120/220. закачивался в призабойную зону пласта из расчета 0,7 м на 1 м вскрытой толщины иласта (но не менее 5 м на 1 скважино-операцию).. Закачка производилась передвижными насосными агрегатами (ЦА-320, АН-700) через НКТ с пакером. В качестве продавочной жидкости использовалась пресная вода. Время выдержки скважины от закачки до пуска в работу составляло в среднем 24 ч. [c.37]

Многочисленными исследованиями установлено, что образовавшийся гель не всегда удается закачать в отдаленные от призабойной зоны участки пласта. Часто время от совмещения всех компонентов системы до начала образования геля в пласте не достаточно, чтобы обработать глубинные зоны пласта, поэтому было предложено несколько технологических приемов устранения этого недостатка. Например, Сандифордом (Пат. 4009755 США) предложено последовательно закачивать в пласт оторочки раствора полимера, раствора сшивающего агента и водной буферной оторочки между ними. Смешение закачанных жидкостей и гелеобразование происходят в отдаленных от призабойной зоны нагнетательной скважпны участках пласта. Размер неактивной буферной оторочки воды рассчитывается таким образом, чтобы гель образовывался в нужной части пласта. Р.Сиданск (Пат. 4494606 США) считает, что последовательная закачка водного раствора высокомолекулярного полимера, углеводородной оторочки и второго водного раствора, содержащего сшивающий агент, позволяет более равномерно распределить по пласту сшитую полимерную спстему. По мнению автора, углеводородная буферная оторочка создает условия более эффективного перемешивания в пласте двух реагирующих между собой реагентов. В качестве полимера могут быть использованы полисахариды, гидроксиэтилцеллюлоза или синтетические полимеры. Предпочтение отдается полиакриламиду. [c.81]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология