Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Вытеснение нефти двуокисью углеродаСодержание книги
Поиск на нашем сайте
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 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. На участке I, раньше других освоенном под нагнетание СО2, накопленный объем утилизированного газа и закачанного в пласты составил 15 % от общего закачанного объема. Конечный объем извлеченного из пласта СО2 оценивается в 24 % от общего закачанного в оторочку, а 76 % <
|
||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-12-30; просмотров: 616; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.133.136.95 (0.017 с.) |