Вытеснение нефти двуокисью углерода

 

С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо раство­ряются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода раст­воряется в воде и в нефти разного состава и плотности. Исследова­ния СО2 были начаты в начале 50-х годов.

Механизм явлений. Углекислый газ, или двуокись угле­вода, образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 °С (рис. 62).Однако при содержании в ней углеводородов темпера­тура, при которой возможно существование жидкой двуокиси угле­рода, повышается вплоть до 40 °С. При температуре выше 31 °С двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом [давлении. Давление 7,2 МПа также является критическим. При [меньшем давлении СО2 из жидкого состояния переходит в парооб-•разное (испаряется).

Плотность и вязкость жидкой двуокиси углерода изменяются в пределах от 0,5 до 0,9 т/м3 и от 0,05 до 0,1 мПа-с, а газообраз­ной— от 0,08 до 0,1 кг/м3 и от 0,02 до 0,08 мПа-с при давлениях 8—25 МПа и температуре 20—100°С (рис. 63).

При высоких давлениях (более 15 МПа) и низкой температуре пласта (менее 40°С) плотность жидкой и газообразной двуокиси углерода становится почти одинаковой (0,6—0,8 т/м3).

Рис. 62. Диаграмма фазового состоя­ния двуокиси углерода в зависимости от давления и температуры.

Фаза: / — газовая; // — жидкая; /// — твердая

личивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в воде растворимость двуокиси углерода находится в пределах от 30 до 60 м3/м3 (3—5 %) (рис. 64). С ростом минерализации воды растворимость двуокиси углерода в ней снижается.

При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее не­сколько увеличивается [45]. Однако это увеличение незначительно (рис. 65). При массовом содержании в воде 3—5 % двуокиси угле­рода вязкость ее увеличивается лишь на 20—30 %. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2СО3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницае­мость. Согласно лабораторным данным БашНИПИнефти, проница­емость песчаников увеличивается при этом на 5—15%, а доломи­тов— на 6—75 %. В присутствии двуокиси углерода снижается на-бухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4—10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может перехо­дить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким и вытеснение приближается к смешивающемуся [21, 45].

Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пле­ночной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возмож­ность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

Двуокись углерода растворяется в нефти значительно лучше метана. Растворимость СО2 в нефти увеличивается с ростом дав­ления и уменьшением температуры и молекулярной массы нефти. Содержание метана или азота снижает растворимость СО2 в нефти и повышает давление смесимости. Нефти с высоким содержанием парафиновых углеводородов лучше растворяют СО2, чем нефти |;С высоким содержанием нафтеновых и, тем более, ароматических глеводородов.

При давлениях выше давления полной смесимости СО2 и нефть удут образовывать однофазную смесь при любом содержании ней СО2, т. е. будет неограниченная смесимость.

Давление полной смесимости для разных нефтей весьма раз­лично и может изменяться от 8 до 30 МПа и более. Для легких аловязких нефтей давление смесимости меньше, для тяжелых вы-оковязких — больше (рис. 66).

Вместе с тем давление смесимости СО2 и нефти зависит от дав­ления насыщения нефти газом. С увеличением давления насыще­ния от 5 до 9 МПа давление смесимости повышается от 8 до 12 МПа. Содержание в СО2 метана и азота повышает давление смесимости. Например, содержание в СО2 10—15 % метана или азота повышает давление смесимости более чем на 50 %. И наобо­рот, добавление к углекислому газу этана или других углеводород­ных газов с высокой молекулярной массой снижает давление смеси­мости.

Повышение температуры от 50 до 100°С увеличивает давление смесимости на 5—6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости СО2 лишь частично смешивается со многими нефтями при реаль­ных пластовых давлениях. Однако в пластах СО2, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагиПри высоком давлении и температуре механизм смесимости СО2 и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из нефти в СО2, а при низкой температуре механизм больше соответ­ствует конденсации, адсорбции СО2 в нефть.

При давлениях, меньших давления смесимости, смесь СО2 и нефти разделяется на составные фазы: газ СО2 с содержанием легких фракций нефти и нефть без легких фракций. Из нефти могут выпадать асфальтены, парафины в виде твердого осадка.

Увеличение плотности нефти при растворении в ней СО2 не пре­вышает 10—15%, составляя, как правило, не более чем 2—3%, чхо связано со значительным расширением объема нефти.

Увеличение объема нефти в 1,5—1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пла

Рис. 66. Номограмма для определения критических давлений рк смесимости сме­сей СОг с нефтями в зависимости от температуры Т и молекулярной массы

нефти М

рует углеводороды, обогащаясь ими. Это повышает смесимость СО2, и по мере продвижения фронта вытеснение становится смешиваю­щимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося вытеснения нефти двуокисью углерода, значительно меньше, чем одним углеводородным газом. Так, для смешивающегося вытесне­ния легкой нефти углеводородным газом требуется давление 27— 30 МПа, тогда как для вытеснения СО2 достаточно 9—Ю МПа.

При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.

 

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО2 и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из нефти в СО2, а при низкой температуре механизм больше соответ­ствует конденсации, адсорбции СО2 в нефть.

При давлениях, меньших давления смесимости, смесь СО2 и нефти разделяется на составные фазы: газ СО2 с содержанием легких фракций нефти и нефть без легких фракций. Из нефти могут выпадать асфальтены, парафины в виде твердого осадка.

Увеличение плотности нефти при растворении в ней СО2 не пре­вышает 10—15%, составляя, как правило, не более чем 2—3%, чхо связано со значительным расширением объема нефти.

Увеличение объема нефти в 1,5—1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения,—уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО2 (рис. 67). Вязкость нефти сни­жается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

1000—9000

100—600.

10—100.

1—9..

Вязкость нефти при полном насыщении СО2, мПа-с

15—160 3—15 1—3

0,5—0,9

Как видно, вязкость нефти снижается очень сильно под дейст­вием растворения в ней СО2 (не менее, чем под действием теп­лоты).

И. И. Дунюшкин предложил эмпирическую формулу расчета вязкости нефти цн> насыщенной СО2 с его концентрацией в нефти Сн:

]ia=A\J; Л= 0,22/(0,22-fCH); 6= °'3f^ 0,295.

и, гь + с„

Здесь А и 6 —эмпирические коэффициенты; цг — первоначаль­ная вязкость нефти, мПа-с.

При снижении давления и разделении смеси нефть—СО2 на составные фазы происходит переход легких компонентов нефти в двуокись углерода. При этом оставшаяся нефть утяжеляется, м.мПа-с уменьшаются ее объем и раствори­мость в ней СО2, увеличиваются плотность и вязкость. Вследствие этого снижается подвижность неф­ти, оставшейся за фронтом вытесне­ния СО2.

В табл. 30 приведены данные об
изменении свойств шаимской нефти
при смешивании ее с разными объ­
емами СО2 при давлении 18 МПа,
температуре 80 °С и последующем
разделении на фазы. На поверхно­
сти Г=20°С и р=0,1 МПа. В опы­
тах 1—7 система СО2—нефть со­
стоит из одной фазы, а в опытах 8—
(■11 разделяется на две — газовую и
жидкую. Обращает на себя внима­
ние, что при увеличении доли СО2 в о 5 ю is
смеси уменьшается количество лег- и"г'

ких фракций в нефти после разделе-

реходят все более тяжелые углево­дородные фракции и увеличение объема нефти замедляется.

Рис. 67. Зависимость вязкости ния, а в фазу двуокиси углерода пе- нефти ц от концентрации в ней

СО2 для нефтей Арланского и Туй-мазннского месторождений.

Месторождение: / — Арланское; 2 — Туймазинское

 

 

Механизм процесса вытеснения нефти. При пласто­вом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО? двуокись углерода будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). Тогда в пласте обра­зуются три зоны — зона первоначальной пластовой нефти, переход­ная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачивае­мого агента) и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в завод­ненную залежь, то перед зоной С02 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

В лабораторных условиях при вытеснении некоторых моделей нефти двуокисью углерода из однородных пористых сред в нес­кольких случаях достигался коэффициент вытеснения 1.

Однако в опытах с реальными нефтями коэффициент вытесне­ния не превышает 0,94—0,95 %, что объясняется, видимо, выпаде­нием в твердый осадок высокомолекулярных компонентов нефти.

При давлении в пласте меньше давления смесимости СО2 ча­стично растворяется в нефтяной фазе, улучшая ее фильтрационные характеристики, а легкие фракции нефти, наоборот, переходят в СО2.

Происходит компонентное разделение нефти. Двуокись угле­рода, насыщенная легкими фракциями нефти, вытесняет нефть, частично насыщенную СО2. В зоне промытой СО2 остаточная нефть приобретает свойства тяжелого нефтяного остатка.

Лабораторными опытами установлено, что СО2 в жидком виде лучше вытесняет нефть, чем в газообразном, при температуре, близкой к критической (31°С), и давлении, близком к критичес­кому (7 МПа).

При температуре в пласте выше критической СО2 при любом давлении будет находиться в газообразном состоянии и вытес­нять нефть со всеми недостатками, присущими агенту с малой вязкостью, т. е. при малом охвате неоднородных пластов процес­сом. Поэтому всегда желательно нагнетать в пласты двуокись углерода в жидком виде и выбирать объекты для ее применения с температурой, незначительно отличающейся от критической (25—40 °С).

Влияние объемных эффектов на вытеснение нефти двуокисью углерода. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в ней СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) — один из основных факторов, определяющих эф­фективность его применения в процессах добычи нефти и извле­чения ее из заводненных пластов.

Объемное расширение нефтей зависит от давления, темпера­туры и количества растворенного газа. На объемное расширение нефти под воздействием СО2 влияет также содержание в ней лег­ких углеводородов (С3—С7). Чем больше в нефти содержание легких углеводородов, тем больше ее объемное расширение (рис. 68).

 

 

Объемное расширение нефти в пласте или «набухание» нефти вызывает искусственное увеличе­ние нефтенасыщенного объема порового пространства коллекто­ра. В результате давление в по­рах повышается, вследствие чего в добывающие скважины допол­нительно вытесняется часть оста­точной неподвижной нефти. Объ­емное расширение нефти даже при частичном насыщении СО2 увеличивает коэффициент вытес­нения ее на 6—10% за счет повы­шения фазовой проницаемости для нефти, а следовательно, и конечную нефтеотдачу пластов (рис. 69, 70).

Технология и системы разработки. 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 Лрорывы СО2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение

Рис. 68. Зависимость объемного рас­ширения нефти ДУ от концентрации СО2 в нефти при различных УИ/р

 

 

Рис. 69. Зависимость коэффициента вы­теснения нефти двуокисью углерода [Зв от коэффициента вытеснения водой fSB при разных отношениях объемных коэф­фициентов начальной и остаточной нефти

6/6

Рис. 70. Зависимость коэффициента объ­емного эффекта Роб от коэффициента вытеснения рв при разном отношении объемных коэффициентов начальной и остаточной нефти bRjb0

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 уве­личения коэффициента охвата, применение СО2 целесообразно сочетать с заводнением. Применяются различные модификации этого метода.

Заводнение карбонизированной водой. Самый простой способ подачи СО2 в пласт — нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3—5 %) СО2. В пласте СО2 переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем и филь­трационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО2 в воде значительно отстает от фронта вытеснения. Отставание зависит от коэффициента вытеснения нефти водой, коэффициента распределения СО2 между нефтью и водой, концентрации СО2 в воде, давления и температуры и из­меняется от 2 до 8 раз, т. е. путь, пройденный фронтом вытеснения

Рис. 71. Схема вытеснения нефти оторочкой газообразной двуокиси углерода из необводненного пласта и распределения насыщенности воды, нефти и СО? при

неполной смесимости

нефти водой, в 2—8 раз больше пути, пройденного фронтом на­чальной концентрации СО2 в воде.

Это обстоятельство значительно увеличивает сроки получения эффекта, длительность разработки нефтяных месторождений и рас­ход нагнетаемой воды. Лабораторные эксперименты и численные расчеты, проведенные в БашНИПИнефти, показывают, что коэф­фициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается всего на 10—15 % при нагнетании в пласты пяти-шести поровых объемов. Коэффициент охвата пласта в случае применения карбо­низированной воды несколько выше, чем при обычном заводнении. Это объясняется снижением капиллярных сил на границах фаз и уменьшением контактного угла смачивания водой породы. Гра­витационные силы, плотность сетки скважин и система разработки оказывают на процесс вытеснения нефти карбонизированной водой такое же влияние, как и на обычное заводнение.

Вытеснение оторочкой двуокиси углерода. От­ставания фронта СОг от фронта вытеснения нефти водой можно избежать (или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую СО2 в виде оторочки в объеме 10—30 % от объема пор, продвигае­мой затем водой. При вытеснении нефти из обводненного пласта оторочкой СО2 будут существовать следующие характерные зоны по насыщенности (несмешивающееся вытеснение).

Зона I — однофазное течение нефти в присутствии погребенной воды (рис. 71).

Зона II — совместное движение СО2, нефти и воды, сопрово­ждаемое активным массообменом между этими фазами.

Зона III — движение нефтяного вала в присутствии погребен­ной воды и защемленного газа. Здесь происходит массообмен углекислым газом между фазами, но в меньшей степени, чем в зоне II.

Зона IV — движение карбонизированной воды в присутствии лишенной легких фракций и поэтому малоподвижной нефти и за­щемленного СО2. Массообмен крайне ограничен, так как перед лишенной СО2 нагнетаемой водой движется вал погребенной воды, которая насыщается на фронте вытеснения нефти СО2.

 

Зона V— движение нагнетаемой воды в присутствии остаточной нефти. Содержащийся в нефти СО2 переходит в нагнетаемую воду, и его концентрация уменьшается в этих зонах от максимального значения до нуля в направлении, противоположном движению потока.

Зона VI — движение воды в присутствии остаточной нефти и в отсутствие СО2.

Если размер оторочки СО2 невелик, то с течением времени зоны II и III исчезают. Вода обгоняет СО2, и происходит вытесне­ние нефти карбонизированной водой. Между зонами I и IV появ­ляются две новые зоны: зона VII, в которой происходит вытесне­ние нефти водой, лишенной СО2, и зона VIII, в которой нефть вытесняется карбонизированной водой. Насыщение воды СО2 про­исходит в зоне IV, т. е. на удалении от линии нагнетания. В ре­зультате этого отставание фронта СО2 от фронта вытеснения (раз­мер зоны VII) при нагнетании оторочки СО2 всегда меньше, чем при нагнетании карбонизированной воды. В дальнейшем нагнетае­мая вода насыщается СО2 в области защемленного газа.

В конечном счете защемленный газ исчезает и в пласте остаются только зоны VI и V. В зоне VI объем нефти, не содер­жащей СО2, значительно меньше, чем в зоне V. Важно то, что вода переносит СО2 из областей, где нефть практически неподвижна (зоны IV и V), в области, не охваченные воздействием СО2. Вслед­ствие этого, в отличие от применения других растворителей или углеводородных газов, даже небольшие оторочки СО2 обеспечи­вают заметный прирост нефтеотдачи.

При увеличении объема нагнетаемого в пласт СО2 нефтеотдача пласта, естественно, будет увеличиваться (рис. 72).

Как видно из рисунка, при увеличении размера оторочки коэф­фициент вытеснения нефти растет неравномерно, с увеличением оторочки прирост снижается. В результате при небольших отороч­ках расход СО2 на тонну дополнительно добытой нефти ниже, чем при больших. С другой стороны, с увеличением оторочки уменьшается срок разработки и сокращается расход нагнетаемой воды. Аналогичная зависимость нефтеотдачи от размера оторочки получается и в неоднородном пласте. В большинстве случаев (при невысокой неоднородности пластов) оптимальный объем оторочки СО2 находится в пределах от 20 до 30 % от объема пор (табл. 31).

При вытеснении нефти оторочкой СО2 нефтеотдача очень сильно зависит от условий для гравитационного разделения. При большой вертикальной проницаемости пласта нефтеотдача может быть в 2—2,5 раза меньше, чем при нулевой проницаемости по толщине пласта.

Вытеснение чередующимися оторочками дву­окиси углерода и воды. Р1сследования, экспериментальные и аналитические, показывают, что более высокую эффективность от этого метода можно получить, нагнетая необходимый объем СО2 небольшими порциями попеременно с водой либо одновре­менно нагнетая СО2 и воду. Эффективность этого процесса в большей мере зависит от отношения размеров порций СОг и воды, т. е. газоводяного отношения при чередующейся закачке.

С уменьшением этого отношения уменьшается вязкостная неустойчивость продвижения СОг (он более равномерно распре­деляется по пласту), уменьшается вероятность преждевременного прорыва СО2 по высокопроницаемым слоям в нагнетательные скважины и в результате увеличивается коэффициент охвата. При некоторых соотношениях воды и СО2 коэффициент охватаможет быть выше, чем при обычном заводнении или при нагнета­нии карбонизированной воды. Вместе с тем при малом соотноше­нии объемов газа и воды процесс по эффективности приближается к закачке карбонизированной воды.

При увеличении газоводяного отношения возможно неблаго­приятное проявление гравитационной неустойчивости из-за раз­личных плотностей воды и СО2. Вода будет стремиться вниз, а СОг — к верхней части пласта. Или же при резкой слоистой не­однородности СО2 будет прорываться в добывающие скважины по вы'сокопроницаемым слоям, а затем туда устремится и вода,

Таблица 31

Эффективность вытеснения и доотмыва нефтей различных месторождений оторочками СО2

(по исследованиям БашНИПИнефти)

 

обеспечивая низкий охват процессом вытеснения. Поэтому су­ществует оптимальное отношение объемов СО2 и воды при чере­дующейся закачке для достижения наибольшего эффекта, кото­рое должно обосновываться специальными исследованиями и расчетами исходя из реальных условий неоднородности пластов, растворимости СО2 в воде и нефти и др.

Решающий фактор при выборе отношения объемов закачки СО2 и воды — недопущение прорыва СО2 к добывающим скважи­нам. Обычно это отношение может изменяться от 0,25 до 1.

Размеры оторочек (порций) СО2 и воды могут быть достаточно большими —до 10—20% от объема пор при полной смесимости СО2 и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточной однород­ности пласта. В случае слабой смесимости СО2 и нефти (тяжелые нефти, низкое давление) порции СО2 и воды должны быть малыми при чередующейся закачке.

С повышением неоднородности пластов и вязкости нефти раз­меры порций СО2 и воды должны уменьшаться. При маловязких нефтях и слабой неоднородности пластов СО2 целесообразно 'при­менять с начала разработки.

В неоднородных пластах и при высоковязкой нефти более вы­сокую конечную нефтеотдачу можно получить, применяя СО2 на Поздней стадии разработки, т. е. в заводненном пласте. Этот не-'".жиданный эффект объясняется различной растворимостью СО2 в нефти и воде.

Другие возможные технологии, повышающие ^хват пластов вытеснением. Кроме вытеснения нефти [карбонизированной водой и различными оторочками СО2 в неко-юрых проектах для повышения эффективности использования Ю2 предлагалось после попеременного нагнетания СО2 и воды юпеременно нагнетать воду и другой, более доступный газ (при­ходный, дымовой и т. п.). При этом происходит смешивающееся 'вытеснение нерастворенного СО2 более дешевым газом, снижается остаточная насыщенность пласта СО2 и в результате уменьшаются

его расходы.

Для уменьшения подвижности свободного СО2 в пласте при неполной смесимости и повышения охвата возможно применение водорастворимых ПАВ, водных растворов силиката натрия с целью образования пен и геля в высокопроницаемых слоях. Ос­новные проблемы при этом —стабилизация пен, адсорбция ПАВ и сохранение геля в минерализованной среде. Лабораторные экс­перименты подтверждают целесообразность осуществления этих мероприятий, повышающих охват вытеснением неоднородных

пластов.

В проекте доразработки заводненного пласта Б2 Радаевского нефтяного месторождения (вязкость нефти 20—22 мПа-с) с ис­пользованием СО2 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследова­тельский институт предложил нагнетать его попеременно с водным раствором полимера для улучшения охвата и распределения СО2 по объему пласта. Согласно расчетам, применение полимеровс С02 на Радаевском месторождении может повысить прирост нефтеотдачи от 10 до 13 %.

Венгерские специалисты реализовали следующую, по их мне­нию, наиболее эффективную технологию вытеснения нефти СО2 из истощенных пластов.

Углекислый газ закачивается в истощенный пласт при низком давлении (2 МПа), он замещает в пласте свободные углеводород­ные газы.

Пластовое давление за счет нагнетания СО2 повышается от 2 МПа до первоначального (10—13 МПа).

При наличии в пористой среде свободного СОг нефть вытес­няется перенасыщенной карбонизированной водой (28—30 м3 СО2 на 1 м3 воды).

При этой технологии удалось получить коэффициент вытесне­ния нефти в охваченной части пласта более 90 % при большом расходе СО2 (около 0,8 от объема пор) и малом расходе воды (0,53—0,7 от объема пор). Около 70% закачанного СО2 извле­кается из пласта и после регенерации может быть повторно ис­пользовано при соответствующем оборудовании. Но такую техно­логию целесообразно применять лишь в тех случаях, когда рядом с нефтяным месторождением расположен крупный дешевый источ­ник СО2, например месторождение природного СО2 с высокой кон­центрацией (более 70—80 %).

Системы разработки. 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.

Реализуемые проекты. Первый лромысловый экспери­мент по нагнетанию СО2 в нефтяной пласт в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторож­дения. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и две добывающие скважины и имел следующую геолого-промыс­ловую характеристику: площадь по линии скважин 14,2 га, объем пор 258 800 м3, нефтенасыщенная толщина пласта 6,1 м, пори­стость 22%, проницаемость 0,6 мкм2, вязкость нефти в пласте 15 мПа-с, расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами 338 и 263 м соответственно.

До начала эксперимента в нагнетательную скважину было закачано 80 000 м3 воды. В декабре 1967 г. приступили к закачке в пласт СО2 в виде карбонизированной воды. Одновременно с на­гнетанием СО2 в насосно-компрессорные трубы в межтрубное пространство закачивалась техническая вода с расходом 150— 220 м3/сут. На забое скважины происходило смешивание закачи­ваемых СО2 и воды со средней концентрацией 1,4 %• Всего было закачано два объема пор карбонизированной воды, в том числе 4780 т СО2, что составило около 2 % от объема пор.

Результаты исследований профиля приемистости нагнетатель­ной скважины свидетельствуют об увеличении охвата пласта за­воднением по толщине на 30 %. Приемистость нагнетательной скважины увеличилась на 30—40 %• В целом по участку за счет закачки карбонизированной воды, по оценке БашНИПИнефти, дополнительно добыто 27,3 тыс. т нефти, что соответствует увели­чению нефтеотдачи на 15,6 % от его начальных запасов по срав­нению с закачкой воды. На тонну закачанного СО2 дополнительно добыто 5,8 т нефти. Такой эффект явно завышен.

В ВНР имеется ряд месторождений, содержащих значительные объемы СО2. Этим объясняется большой интерес, проявляемый в этой стране к использованию СО2 для увеличения добычи нефти, к теоретическим и экспериментальным исследованиям в этом на­правлении [8]. Для проведения промыслового эксперимента была выбрана средняя линза участка Верхнее Лишпе месторождения Будафа. Участок имеет следующую геолого-промысловую харак­теристику: объем пор 1 250 000 м3, начальные геологические запасы нефти 713 500 т, толщина пласта 4—10 м, пористость 21—22%, проницаемость 0,03—ОДЗ мкм2, насыщенность связан­ной водой 30%, температура 68 °С, давление 10,5 МПа, вязкость нефти 1,12 мПа-с, газосодержание 70 м3/м3.

К моменту нагнетания в пласты СО2 было извлечено 280 675 м3 нефти, что соответствовало нефтеотдаче 39,3 %, в том числе 230 576 м3 — за счет закачки воды. С июля 1969 г. начали за­качивать СО2 для восстановления пластового давления после истощения до 12 МПа, затем воду. С сентября 1970 г. проводи­лось попеременное нагнетание воды и СО2 в соотношении 1:1, а с июля 1973 г. закачивалась одна вода. Нагнетание проводи­лось сначала в три скважины, а с марта 1972 г. — в пять скважин. К концу 1972 г. было закачано 45 375 100 м3 газа, содержащего 81—83% С02, что составляет около 6% от объема пор, и 221 679 м3 воды. Извлечено 38 359 м3 нефти, т. е. около 5 % от ба­лансовых запасов всего участка, 67 607 м3 воды и 22 822 685 м3 газа, в том числе 14 017964 м3 углекислого газа, или 31 % от закачанного в пласты.

Методом материального баланса было определено, что нефте­отдача пласта, подвергнутого воздействию СО2, увеличилась на 10%. Отмечен рост коэффициента охвата дренированием по тол­щине, который на начало 1970 г., середину 1971 г. и середину 1972 г. составил соответственно 0,58; 0,65; 0,78. Как видно, увели­чение охвата пласта дренированием весьма большое. Разработка месторождения продолжается, и ожидается дальнейшее увеличе­ние нефтеотдачи пласта.

Этот эксперимент по несмешивающемуся вытеснению нефти можно считать вполне успешным.

В конце 1975 г. начата закачка СОг на месторождении Ловаси. Здесь ожидается увеличение нефтеотдачи пластов на 10—15 %•

Наиболее широко использование СОг для добычи нефти ис­следуется на нефтяных месторождениях США [49]. В 50-х и на­чале 60-х годов было проведено несколько небольших промысло­вых экспериментов по применению карбонизированной воды. От­мечалось увеличение приемистости нагнетательных скважин и дебита добывающих скважин. На основе анализа результатов этих экспериментов, а также лабораторных и теоретических ис­следований был сделан вывод о большей эффективности вытесне­ния нефти оторочками СО2.

В 60—70-х годах в США начаты промысловые эксперименты различного масштаба с оторочками СО2. В настоящее время про­водится 59 опытов с общей площадью участков более 40 тыс. га и добычей нефти более 1,5 млн. т/год. Кряткие данные о.некоторых наиболее крупных промышленных экспериментах приведены в табл. 32.

В нескольких экспериментах СО2 закачивали в пласты, содер­жащие высоковязкую нефть, периодически, подобно пароцикличе-скому воздействию, когда после закачки в пласт определенного объема СО2 нагнетательная скважина начинает работать как добы­вающая. При этом находящаяся в районе этих скважин нефть растворяет закачанный СО2, вследствие" чего ее вязкость умень­шается, а подвижность увеличивается.

Закачка СО2 на месторождении К е л л и Снайдер [47]. Первоначальные геологические запасы нефти месторождения составляли около 300 млн. т. Продуктивный пласт карбонатный, проницаемость 0,020 мкм2. Месторождение было открыто в 1948 г., и уже к концу 1951 г. на нем пробурили 1971 добывающую сква­жину. До 1954 г. месторождение разрабатывалось на режиме рас­творенного газа. В 1953 г. для организации совместного поддержа­ния пластового давления заводнением была образована объеди­ненная компания «Сакрок Юнит».

Таблица 32

 

Централизованная система заводнения из 144 скважин, распо­ложенных по своду структуры, действует до настоящего времени. Эффективность заводнения была вполне удовлетворительной, по оценкам, оно могло обеспечить конечную нефтеотдачу пласта около 50 %. Однако более 140 млн. т нефти при заводнении оста­вались неизвлекаемыми. Поэтому в 1968 г. объединенная компа­ния после рассмотрения нескольких методов увеличения нефтеот­дачи пластов выбрала для промышленного внедрения закачку СО2.

Лабораторные исследования показали, что СО2 при пластовых условиях месторождения (р=13,5 МПа и Г = 54°С) может вы­теснять 95—97 % нефти, а расчеты показали, что оторочка разме­ром 20 % от объема пор способна увеличить конечную нефтеотдачу пластов на 15,8 % сверх заводнения.

Проект предусматривает нагнетание СО2 в 202 скважины, рас­положенные по обращенной девятиточечной площадной сетке, по обе стороны от осевого ряда водяных нагнетательных скважин. Сразу была предусмотрена чередующаяся закачка оторочек СО2 и воды в соотношении по объему 2: 1, т. е. 6 % от объема пор СО2 и 2,8—3 % от объема пор воды. Там, где пластовое давление было меньше 10,5 МПа, при котором могло быть только несмешиваю-щееся вытеснение газом, предварительно закачивали воду для по­вышения давления до 15—16 МПа, которое являлось минимальным для смешивающегося вытеснения исходя из лабораторных иссле­дований. Тем не менее на многих ячейках давление было меньше 10,5 МПа.

Поставка СО2 на месторождение осуществлялась по 400-мм трубопроводу протяженностью 350 км в объеме (6,5 — 7)Х Х106 м3/сут из газовых месторождений в бассейне Делавар и Вал-верде. Этого объема СО2 было достаточно лишь для нагнетания в 60—70 нагнетательных скважин по 80—100 тыс. м3/сут газа или примерно по 200 м3/сут в пересчете на жидкую двуокись углерода в каждую скважину. Поэтому месторождение было разделено на три участка — I, II и III. Вначале СО2 закачивали в скважины участка I. После закачки 6 % от объема пор закачивали воду (3 % от объема пор), а закачку СО2 переносили на участок II и т. д. На исех трех участках были установлены газолиновые за­воды с системами удаления из углеводородного газа СО2. На уча­стке I в середине 1973 г., а на участке II в конце 1974 г. были уста­новлены регенерационные системы, работающие на горячем кар­бонатном поташе. На участке III система работала на амине. Общая пропускная способность регенерационных установок со­ставляла 1,5 X Ю6 м3/сут, т. е. 25 % от закачиваемого объема СО2.

Закачка СО2 на участке I была начата в январе 1972 г., и уже в июне СО2 появился в добывающих скважинах, а в ноябре 1972 г. добыча СО2 была отмечена в 100 из 236 добывающих скважин участка I и превосходила пропускную способность существую­щего оборудования по отделению и экстракции СО2. Добыча нефти до нагнетания СО2 составляла 3,7 тыс. т/сут, а в 1973 г. возросла до 13 тыс. т/сут, но была ограничена и только в середине1973 г. с пуском регенерационной системы восстановлена до преж­него уровня. Объем добываемого СО2 реагировал на закачку воды. В цикл закачки воды добыча СО2 не возрастала или даже сни­жалась.

В марте 1974 г. была начата закачка СО2 на участке П. На­гнетание воды в чередовании с СО2 уже через несколько меся­цев, как и на участке I, привело к прорыву СО2 в добывающие скважины и прекращению их фонтанирования. В результате этого практически все добывающие скважины (648) были переведены на механизированную добычу. В 1977 г. пробурено 36 дополни­тельных нагнетательных скважин в тех ячейках, в которых перво­начально нагнетательные скважины были сильно смещены от центра. Как показал анализ, это снижало охват пласта по пло­щади в ячейках. В 1973 г. объем регенерированного газа до­стигал 0,55—1,1 млн. м3/сут, т. е. около 15—25 % от среднего уровня закачки. Весь этот газ вновь подавался на компрессор и закачивался в пласты. За период с 1972 по 1977 г. включительно на месторождении в пласт было закачано примерно 10 млрд. м3 СО2 газа со среднесуточной закачкой 4,5 млн. м3.