Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пласта. Методы воздействия. Источники пластовой энергии

Исследования по применению СО 2 были начаты в начале 50-х годов. С.Л. Закс для перевода пленочной нефти в газовое состояние предложил в истощенные пласты нагнетать углекислоту.

Механизм явления процесса.

При температуре выше 31 0 С СО 2 находится в газообразном состоянии при любом давлении. При давлении меньшем 7,2 МПа СО 2 из жидкого состояния переходит в газообразное.

Двуокись углерода растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. В пластовых условиях в воде растворимость СО 2 находится в пределах от 30 до 60 м 3 /м 3 . С ростом минерализации растворимость СО 2 в ней снижается. При растворении СО 2 в воде угольная кислота растворяет некоторые виды цемента и породы пласта, что повышает проницаемость коллектора. По лабораторным исследованиям БашНИПИнефть проницаемость песчаников увеличивается при этом на 5-15 %, а доломитов на 6-75 %. В присутствии СО 2 снижается набухаемость 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.

Присутствие в воде СО 2 способствует размыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы. Вследствие этого капли нефти свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

При давлениях выше давления полной смесимости СО 2 и нефть будут образовывать однофазную смесь. Давление полной смесимости может изменяться от 8 до 30 МПа, в зависимости от вязкости нефти - для легких маловязких нефтей давление смесимости меньше, для тяжелых высоковязких - больше. Давление смесимости СО 2 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 метана или азота в СО 2 повышает давление смесимости. Например содержание в СО 2 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 0 С увеличивает давление смесимости на 5-6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости СО 2 лишь частично смешивается со многими нефтями при реальных пластовых давлениях. Однако в пластах СО 2 , контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует углеводороды, обогащаясь ими. Это повышает смесимость СО 2 , и по мере продвижения фронта, вытеснение становится смешивающимся. Так, для смешивающегося вытеснения легкой нефти СО 2 достаточно давления 9-10 МПа, в то время как при вытеснении углеводородным газом требуется 27-30 МПа.

При растворении в нефти СО 2 вязкость нефти уменьшается. Например, при начальной вязкости нефти 1000-9000 мПа с, вязкость уменьшается до 15-160 мПа*с; а при начальной вязкости нефти 1-9 мПа*с - до 0,5-0,9 мПа*с. Таким образом, вязкость нефти снижается очень сильно при растворении в ней СО 2 , т.е. не менее, чем под действием теплоты.

Увеличение плотности нефти при растворении в ней СО 2 не превышает 10-15 %, что связано со значительным расширением объема нефти. Объем нефти увеличивается в 1,5-1,7 раз. Объемное расширение зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. Чем больше в нефти содержание легких углеводородов (С 3 -С 7), тем больше ее объемное расширение. Объемное расширение нефти вызывает искусственное увеличение нефтенасыщенного объема порового пространства коллектора. В результате давление в порах повышается, вследствие чего дополнительно вытесняется часть остаточной неподвижной нефти.

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО 2 и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из нефти в СО 2 , а при низкой температуре механизм больше соответствует конденсации, адсорбции СО 2 в нефть.

При давлениях, меньших давления смесимости смесь СО 2 разделяется на составные фазы: газ СО 2 с содержанием легких фракций нефти и нефть без легких фракций. Из нефти могут выпадать парафины, асфальтены в виде твердого осадка. При этом оставшаяся нефть утяжеляется, уменьшаются ее объем и растворимость в ней СО 2 , увеличиваются плотность и вязкость.

(Фазовые проницаемости для нефти увеличиваются до 2,2 раза). Коэффициент вытеснения СО 2 достигает 0.95, но применение при температуре в пласте выше критической (31 0 С) СО 2 переходит в газообразное состояние, которое сопровождается снижением коэффициента охвата на 5-15 % поэтому увеличение КНО может составить лишь 7-12% .

Технология воздействия и область применения.

Технология воздействия, при котором СО 2 будет наиболее эффективно вытеснять нефть предусматривает создание в пластовых условиях давление смесимости. При пластовом давлении, выше давления полной смесимости двуокись углерода будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). Другим условием является чистота закачиваемого СО 2 (99,8-99,9 %), который имеет минимальное давление смесимости.

Применение метода желательно на месторождениях, где реализуется активная система разработки (н-р площадная).

Условиями неэффективного применения являются высокая минерализация пластовой воды (особенно наличие солей кальция), высокое содержание в нефти АСВ, высокая обводненность продукции.

Учитывая сложность в транспортировке СО 2 , обеспечения специальным перекачивающим насосным оборудованием а также требования охраны окружающей среды проектирование разработки следует ориентировать на поставки СО 2 от расположенных вблизи к месторождению залежей природного источника двуокиси углерода или производителей углекислоты.

К самым сложным проблемам относится коррозия нагнетательных и добывающих скважин, необходимость утилизации СО 2 (удаления из добываемых углеводородных газов).

Вследствие большой разницы вязкостей и плотностей СО 2 и нефти возможны быстрые прорывы СО 2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением, поэтому применение СО 2 целесообразно сочетать с заводнением. Технология вытеснения нефти СО 2 в пласте реализуется в основном в трех модификациях:

Закачка карбонизированной воды,

Закачка оторочки СО 2 ,

Чередующейся закачки оторочек CO 2 .

Заводнение карбонизированной водой. Подача СО 2 осуществляется закачкой воды, содержащей СО 2 , от 3-5 % до 20 % . В пласте СО 2 переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем, подвижность, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО 2 в воде значительно отстает от фронта вытеснения - от 2 до 8 раз, т.е. путь, пройденный фронтом вытеснения нефти водой, в 2-8 раз больше пути, пройденного начальной концентрации СО 2 в воде.

Лабораторные эксперименты и численные расчеты, проведенные в БашНИПИнефти, показывают, что коэффициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается всего на 10-15 % при нагнетании в пласты 5-6 поровых объемов.

Закачка оторочки СО 2 . Отставания фронта СО 2 от фронта вытеснения нефти водой можно избежать или значительно уменьшить, нагнетая в пласт чистую СО 2 в виде оторочки 10-30 % от объема пор, продвигаемую затем водой.

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

Вытеснение чередующимся оторочками СО 2 и воды. Эффективность этого процесса в большей мере зависит от соотношения размеров порций СО 2 и воды. Решающим фактором при выборе отношения объемов закачки СО 2 и воды - недопущение прорыва СО 2 к добывающим скважинам. Обычно это соотношение находится в пределах 0,25-1.

Размеры оторочек СО 2 и воды могут составлять до 10-20 % от объема пор при полной смесимости СО 2 и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточно однородного пласта. В случае слабой смесимости СО 2 и нефти (тяжелые нефти, низкое давление), а также при высокой неоднородности пласта и повышении вязкости нефти, порции СО 2 и воды должны быть малыми при чередующейся закачке.

Для маловязкой нефти и слабой неоднородности пласта СО 2 целесообразно применять с начала разработки. В неоднородных пластах и высокой вязкости нефти закачка СО 2 применяется на поздней стадии разработки. Этот эффект объясняется различной растворимостью СО 2 в нефти и в воде.

В БашНИПИнефти проведены эксперименты применительно к условиям девонских пластов Сергеевского месторождения. Технология вытеснения нефти оторочками предусматривает чередование порций СО 2 с порциями водогазовой смеси (вода с попутным нефтяным газом - 25-50% к объему СО 2), позволяет достигнуть снижения остаточной нефтенасыщенности до 1.3-1.8%, в условиях несмешивающегося вытеснения, низкой остаточной нефтенасыщенности пластов и неоднократного воздействия.

Снижение вязкости нефти и несущественное увеличение вязкости воды при растворении в них СО 2 (на 15-20 %) не всегда могут компенсировать отрицательное действие гравитационных сил и высокой подвижности СО 2 в пласте, если она не смешивается с нефтью. Поэтому охват неоднородных пластов процессом вытеснения СО 2 при неполной смесимости с водой может быть на 5-15 % меньше, чем при заводнении. Поэтому, кроме сочетания метода с заводнением, предлагается его сочетать с закачкой раствора полимера, силиката натрия и др., повышающих охват вытеснением неоднородных пластов.

Промышленные испытания.

На Александровской площади Туймазинского месторождения был выбран участок для проведения промыслового эксперимента, закачка карбонизированной воды велась в скважину № 900, ранее эксплуатирующую пласт CI 2 H . Участок включал также две добывающие скважины № 743 и 859. Балансовые запасы участка равны 174,5 тыс.т, объем пор 258,8 тыс. м 3 , площадь 14,2 га, пористость 22 %, проницаемость 0,49*10 -12 м 2 , вязкость нефти в пластовых условиях 14 мПа*с, среднее расстояние от нагнетательной скважины до эксплуатационных 276 м. К началу 1975 г. в скважину №900 было закачано 299,3 тыс. м 3 карбонизированной воды с концентрацией СО 2 1,5 %. Израсходовано 4400 кг углекислоты. Компенсация отбора закачкой составила 89,5 %.

Результаты закачки СО 2 привели к увеличению коэффициента приемистости скважины № 900 на 30 %, работающей толщины с 2,6 до 4,4 м, охвата пласта заводнением.

По данным БашНИПИнефть дополнительная добыча за 7 лет составила 25,6 тыс.т, а в расчете на 1 т закачанной СО 2 - 5,8 т.

Обводненность добываемой продукции возросла с 87 до 91,6 %, вместе с жидкостью извлечено 6,4 % СО 2 от закачанного объема.

По результатам химических анализов нефти, газа и воды из эксплуатационных скважин получены выводы:

Увеличивается содержание бикарбонатных ионов (HCO 3) до 10 раз, связанное с растворением карбонатов в результате воздействия карбонизированной водой;

В попутном газе обеих скважин уменьшилось содержание легких фракций, возросло содержание азота.

Закачка СО 2 на участке Александровской площади Туймазинского месторождения, выработанном с применением обычного заводнения, привела к увеличению дебитов скважин по нефти в 2 раза.

Вытеснение нефти двуокисью углерода впервые в нашей стране проводилось на Александровской площади Туймазинского месторождения - закачка карбонизированной воды, а также на месторождениях Сергеевское, Ольховское, Радаевское, Козловское, Ромашкинское Абдрахмановская площадь.

В Венгрии - на участке Верхнее Лишпе месторождения Будафа, а также на месторождении Ловаси.

В США наиболее крупные реализуются на местрождениях Келли Снайдер, Маккоэлм, Лик Крик, Литл Крик, Кроссет, Туфред, Грифитсвил, Жиллок

100 р бонус за первый заказ

Выберите тип работы Дипломная работа Курсовая работа Реферат Магистерская диссертация Отчёт по практике Статья Доклад Рецензия Контрольная работа Монография Решение задач Бизнес-план Ответы на вопросы Творческая работа Эссе Чертёж Сочинения Перевод Презентации Набор текста Другое Повышение уникальности текста Кандидатская диссертация Лабораторная работа Помощь on-line

Узнать цену

ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается:

1)напором краевых вод;

2)напором газа, сжатого в газовой шапке;

3)энергией газа, растворенного в нефти и в воде и выделяющегося из них при снижении давления;

4) упругостью сжатых пород;

5) гравитационной энергией.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтяных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (или режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, т. е. когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

СИЛЫ, ДЕЙСТВУЮЩИЕ В ЗАЛЕЖИ

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде пропорциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. Но в отличие от движения жидкости в трубах характер ее течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия перемещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре.

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шарообразную форму, оказывая при это давление Р на пленку воды между стенками капилляра и столбиком нефти:

(6.1)

где - поверхностное натяжение на границе нефть-вода;

R - радиус сферической поверхности столбика нефти;

г - радиус ее цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока пленка не достигнет равновесного состояния. Эти пленки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформируются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений:

(6.2)л

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики. Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление.

ПОВЕРХНОСТНЫЕ ЯВЛЕНИЯ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ЗАКОНА ДАРСИ

На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но и поверхностные явления, происходящие на границах твёрдое тело-жидкость. Понижение скорости фильтрации может быть вызвано химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например кислотного типа, на активных местах поверхности минеральных зёрен.

В таких случаях может наблюдался непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки перовых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок.

Установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлении и повышением температуры до 60-б5°С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с этим прогревают призабойную зону или обрабатывай забой какими-либо средствами.

Другой причиной нарушения закона Дарси могут быть аномальные свойства жидкостей, связанные с отклонением от закона трения Ньютона.

ОБЩАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ПЛАСТА НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ

В природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами - краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Несмотря на существенные различия в отдельных деталях процесса, общая качественная схема вытеснения нефти водой и газом имеет много общего.

Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде.

Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а, скорее, увлекается струёй воды. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 6.2. Эта схема процесса представляется всеми исследователями как суммарный результат проявления капиллярных и гидродинамических сил.

Водонасыщенность пласта уменьшается от максимального значения Smax,

соответствующего конечной нефтеотдаче на начальной линии нагнетания воды, до значения насыщенности погребённой воды Sn. При этом в пласте можно отметить три зоны. В первой из них, где водонасыщенность изменяется от Smax до Sф, на условном контуре вытеснения она плавно понижается по направлению к нефтенасыщенной части пласта. Этот участок характеризует зону водонефтяной смеси, в которой постепенно вымывается нефть.

Рис. 6.2. Изменение нефтеводонасыщенности по длине пласта при вытеснении нефти водой.

Второй участок (зона II) с большим уклоном кривой представляет собой переходную зону от вымывания нефти (зона I) к зоне III движения чистой нефти. Эту зону принято называть стабилизированной. Длина ее в естественных условиях может достигать нескольких метров.

Аналогичное распределение газа и нефти в пласте образуется при вытеснении нефти газом. Разница главным образом количественная в связи с различной вязкостью воды и газа.

Кроме свободного газа газовой шапки, нефть из пласта может вытесняться также газом, выделяющимся из раствора. Иногда растворенный газ является единственным источником энергии в залежи. Энергия растворенного в нефти газа проявляется в тех случаях, когда давление в залежи падает ниже давления насыщения нефти газом.

Свободный газ со снижением давления вначале выделяется у твердой поверхности, так как затрачиваемая работа, необходимая для образования пузырька у стенки (за исключением случая полного смачивания поверхности твердого тела жидкостью), меньше, чем необходимо для его образования в свободном пространстве жидкости. После образования пузырька газонасыщенность структуры увеличивается.

Вначале газовые пузырьки находятся далеко друг от друга, но, постепенно расширяясь, газонасыщенные участки соединяются друг с другом. После образования пузырьков газа они вытесняют нефть из пласта в том объеме, который занимают в поровом пространстве. Такой эффективный процесс вытеснения продолжается до тех пор, пока газонасыщенные участки перемежаются с нефтью (т. е. до образования сплошных газонасыщенных участков). С этого момента эффективность вытеснения нефти газом понижается по мере увеличения газонасыщенности пор пласта, так как малая вязкость газа позволяет ему быстрее нефти перемещаться к скважинам, в зоны пониженного давления (к забоям), по газонасыщенным участкам.

НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ УСЛОВИЯХ ДРЕНИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖИ

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной.

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Даже если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 70-80 %

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее снижение эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения перового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95-100 %.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1)капиллярно удержанная нефть;

2)нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на, границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

РОЛЬ КАПИЛЛЯРНЫХ ПРОЦЕССОВ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

Поровое пространство нефтесодержащих пород представляет собой огромна скопление капиллярных каналов, в которых движутся несмешивающиеся жидкости, образующие мениски на разделах фаз. Поэтому капиллярные силы влияют на процессы вытеснения нефти.

За водонефтяным контактом мениски создают многочисленные эффекты Жамена и препятствуют вытеснению нефти. Если среда гидрофильна, в области водонефтяного контакта давление, развиваемое менисками, способствует возникновению процессов капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей. Это связано с неоднородностью пор по размерам. Капиллярное давление, развиваемое в каналах небольшого сечения, больше, чем в крупных порах. В результате этого на водонефтяном контакте возникают процессы противоточной капиллярной пропитки - вода по мелким порам проникает в нефтяную часть пласта, по крупным порам нефть вытесняется в водоносную часть. Поэтому необходимо решить, какие воды следует выбирать для заводнения залежей: интенсивно впитывающиеся в нефтяную часть залежи под действием капиллярных сил или слабо проникающие в пласт. Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздействовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

Необходимо отметить, что вопрос об увеличении или уменьшении капиллярных сил, так же как и многие другие задачи физики вытеснения нефти водой, не имеет однозначного решения. В условиях зернистых неоднородных коллекторов процессы перераспределения нефти и воды под действием капиллярных сил могут способствовать преждевременным нарушениям сплошности нефти в нефтеподводящих системах капилляров в зоне совместного движения нефти и воды, помогая формированию водонефтяных смесей в поровом пространстве, что сопровождается значительным уменьшением нефтеотдачи. В трещиноватых коллекторах нефтеотдача блоков повышается при нагнетании в залежь воды, способной интенсивно впитываться в породу под влиянием капиллярных сил.

ЗАВИСИМОСТЬ НЕФТЕОТДАЧИ ОТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Анализ результатов большого числа исследований, посвященных этой проблеме, позволяет сделать вывод о связи между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давлении). Когда капиллярные силы ослаблены (вследствие низких значений поверхностного натяжения, проницаемости пород > 1-2 мкм2 и др.), скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

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 СО 2 были начаты в начале 50-х годов.

Механизм явлений. Углекислый газ, или двуокись углерода, образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 °С. 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 СО 2 из жидкого состояния переходит в пapooбразное (испаряется).

Плотность и вязкость жидкой двуокиси углерода изменяются в пределах от 0,5 до 0,9 т/м 3 и от 0,05 до 0,1 мПа·с, а газообразной - от 0,08 до 0,1 кг/м 3 и от 0,02 до 0,08 мПа·с при давлениях 8-25 МПа и температуре 20-100 °С.

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/м 3).

Двуокись углерода растворяется в воде значительно лучше yглеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в воде растворимость двуокиси углерода находится в пределах от 30 до 60 м 3 /м 3 (3-5 °/о). С ростом минерализации воды растворимость двуокиси углерода в ней снижается.

При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее не­сколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3-5 % двуокиси угле­рода вязкость ее увеличивается лишь на 20-30 %. Образующаяся при растворении СО 2 в воде угольная кислота Н 2 СО 3 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 набухаемость 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.

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 СО 2 в нефти увеличивается с ростом давления и уменьшением температуры и молекулярной массы нефти. Содержание метана или азота снижает растворимость СО 2 в нефти и повышает давление смесимости. Нефти с высоким содержание парафиновых углеводородов лучше растворяют СО 2 , чем нефти с высоким содержанием нафтеновых и, тем более, ароматических углеводородов.

При давлениях выше давления полной смесимости СО 2 и нефть будут образовывать однофазную смесь при любом содержании в ней СО 2 , 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 маловязких нефтей давление смесимости меньше, для тяжелых высоковязких - больше.

Вместе с тем давление смесимости СО 2 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 СО 2 метана и азота повышает давление смесимости. Например, содержание в СО 2 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 СО 2 лишь частично смешивается со многими нефтями при реаль­ных пластовых давлениях. Однако в пластах СО 2 , контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует углеводы, обогащаясь ими. Это повышает смесимость СО 2 , 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 СО 2 достаточно 9-10 МПа.

При растворении в нефти СО 2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО 2 и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из нефти в СО 2 , а при низкой температуре механизм больше соответ­ствует конденсации, адсорбции СО 2 в нефть.

При давлениях, меньших давления смесимости, смесь СО 2 и нефти разделяется на составные фазы: газ СО 2 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 СО 2 не пре­вышает 10-15%, составляя, как правило, не более чем 2-3%, что связано со значительным расширением объема нефти.

Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО 2 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 СО 2 . Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

Начальная вязкость нефти, Вязкость нефти при полном насыщении СО 2 ,

мПа·с мПа·с

1000-9000 15-160

Как видно, вязкость нефти снижается очень сильно под действием растворения в ней СО 2 (не менее, чем под действием теплоты).

И. И. Дунюшкин предложил эмпирическую формулу расчета вязкости нефти , насыщенной СО 2 с его концентрацией в нефти С н:

Здесь А и - эмпирические коэффициенты;- первоначальная вязкость нефти, мПа·с.

При снижении давления и разделении смеси нефть-СО 2 на составные фазы происходит переход легких компонентов нефти в двуокись углерода. При этом оставшаяся нефть утяжеляется, уменьшаются ее объем и раствори­мость в ней СО 2 , увеличиваются плотность и вязкость. Вследствие этого снижается подвижность неф­ти, оставшейся за фронтом вытесне­ния СО 2 .

Механизм процесса вытеснения нефти . При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО 2 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 СО 2 . Если СО 2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО 2 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 СО 2 частично растворяется в нефтяной фазе, улучшая ее фильтрационные характеристики, а легкие фракции нефти, наоборот, переходят в СО 2 .

Происходит компонентное разделение нефти. Двуокись углерода, насыщенная легкими фракциями нефти, вытесняет нефть, частично насыщенную СО 2 . В зоне промытой СО 2 остаточная нефть приобретает свойства тяжелого нефтяного остатка.

Лабораторными опытами установлено, что СО 2 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 СО 2 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 вытеснении нефти двуокисью углерода . Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в ней СО 2 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 СО 2 влияет также содержание в ней легких углеводородов (С 3 -C 7). Чем больше в нефти содержание легких углеводородов, тем больше ее объемное расширение. 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 СО 2 увеличивает коэффициент вытес­нения ее на 6-10% за счет повы­шения фазовой проницаемости для нефти, а следовательно, и конечную нефтеотдачу пластов.

Технология и системы разработки . В связи с тем, что давление определяет смеси­мость, состояние смеси нефть- СО 2 и эффективность вытеснения нефти, основными регулируемыми элементами технологии про­цесса являются давление нагнетания СО 2 и поддержание пласто­вого давления.

Оптимальное давление, при котором СО 2 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 СО 2 проводить в пористой среде реального пласта.

Другое важное условие технологии вытеснения нефти СО 2 - его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО 2 (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 СО 2 большого коли­чества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Если в пласт закачивается СО 2 в смеси с метаном (природ­ный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти СО 2 - сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятст­вует смесимости нефти и СО 2 .

Для вытеснения нефти одним СО 2 требуется его большой рас­ход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой раз­ницы вязкостей и плотностей СО 2 и нефти возможны быстрые прорывы СО 2 к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО 2 может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО 2 , предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и yвеличения коэффициента охвата, применение СО 2 целесообразно сочетать с заводнением. Применяются различные модификации этого метода.

Заводнение карбонизированной водой . Самый простой способ подачи СО 2 в пласт - нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3-5 %) СО 2 . В пласте СО 2 переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем и фильтрационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО 2 в воде значительно отстает от фронта вытеснения. Отставание зависит от коэффициента вытеснения нефти водой, коэффициента распределения СО 2 между нефтью и водой, концентрации СО 2 в воде, давления и температуры и изменяется от 2 до 8 раз, т. е. путь, пройденный фронтом вытеснения нефти водой, в 2-8 раз больше пути, пройденного фронтом начальной концентрации СО 2 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 СО 2 от фронта вытеснения нефти водой можно избежать (или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую СО 2 в виде оторочки в объеме 10-30 % от объема пор, продвигае­мой затем водой. При вытеснении нефти из обводненного пласта оторочкой СО 2 будут существовать следующие характерные зоны по насыщенности (несмешивающееся вытеснение).

Зона I - однофазное течение нефти в присутствии погребенной воды.

Зона II - совместное движение СО 2 , 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 СО 2 . Массообмен крайне ограничен, так как перед лишенной СО 2 нагнетаемой водой движется вал погребенной воды, которая насыщается на фронте вытеснения нефти СО 2 .

Зона V-движение нагнетаемой воды в присутствии остаточной нефти. Содержащийся в нефти СО 2 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 СО 2 .

Если размер оторочки СО 2 невелик, то с течением времени зоны II и III исчезают. Вода обгоняет СО 2 , и происходит вытесне­ние нефти карбонизированной водой. Между зонами I и IV появ­ляются две новые зоны: зона VII, в которой происходит вытесне­ние нефти водой, лишенной СО 2 , и зона VIII, в которой нефть вытесняется карбонизированной водой. Насыщение воды СО 2 про­исходит в зоне IV, т. е. на удалении от линии нагнетания. В ре­зультате этого отставание фронта СО 2 от фронта вытеснения (раз­мер зоны VII) при нагнетании оторочки СО 2 всегда меньше, чем при нагнетании карбонизированной воды. В дальнейшем нагнетае­мая вода насыщается СО 2 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 СО 2 , значительно меньше, чем в зоне V. Важно то, что вода переносит СО 2 из областей, где нефть практически неподвижна (зоны IV и V), в области, не охваченные воздействием СО 2 . Вслед­ствие этого, в отличие от применения других растворителей или углеводородных газов, даже небольшие оторочки СО 2 обеспечи­вают заметный прирост нефтеотдачи.

При увеличении объема нагнетаемого в пласт СО 2 нефтеотдача пласта, естественно, будет увеличиваться.

При увеличении размера оторочки коэф­фициент вытеснения нефти растет неравномерно, с увеличением оторочки прирост снижается. В результате при небольших отороч­ках расход СО 2 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 СО 2 находится в пределах от 20 до 30 % от объема пор.

При вытеснении нефти оторочкой СО 2 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 . Исследования, экспериментальные и аналитические, показывают, что более высокую эффективность от этого метода можно получить, нагнетая необходимый объем СО 2 небольшими порциями попеременно с водой либо одновре­менно нагнетая СО 2 и воду. Эффективность этого процесса в большей мере зависит от отношения размеров порций СО 2 и воды, т. е. газоводяного отношения при чередующейся закачке.

С уменьшением этого отношения уменьшается вязкостная неустойчивость продвижения СО 2 (он более равномерно распределяется по пласту), уменьшается вероятность преждевременного прорыва СО 2 по высокопроницаемым слоям в нагнетательные скважины и в результате увеличивается коэффициент охвата. При некоторых соотношениях воды и СО 2 коэффициент охвата может 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 СО 2 . Вода будет стремиться вниз, а СО 2 - к верхней части пласта. Или же при резкой слоистой не­однородности СО 2 будет прорываться в добывающие скважины по высокопроницаемым слоям, а затем туда устремится и вода, обеспечивая низкий охват процессом вытеснения. Поэтому су­ществует оптимальное отношение объемов СО 2 и воды при чере­дующейся закачке для достижения наибольшего эффекта, кото­рое должно обосновываться специальными исследованиями и расчетами исходя из реальных условий неоднородности пластов, растворимости СО 2 в воде и нефти и др.

Решающий фактор при выборе отношения объемов закачки СО 2 и воды - недопущение прорыва СО 2 к добывающим скважи­нам. Обычно это отношение может изменяться от 0,25 до 1.

Размеры оторочек (порций) СО 2 и воды могут быть достаточно большими - до 10-20% от объема пор при полной смесимости СО 2 и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточной однород­ности пласта. В случае слабой смесимости СО 2 и нефти (тяжелые нефти, низкое давление) порции СО 2 и воды должны быть малыми при чередующейся закачке.

С повышением неоднородности пластов и вязкости нефти раз­меры порций СО 2 и воды должны уменьшаться. При маловязких нефтях и слабой неоднородности пластов СО 2 целесообразно при­менять с начала разработки.

В неоднородных пластах и при высоковязкой нефти более вы­сокую конечную нефтеотдачу можно получить, применяя СО 2 на поздней стадии разработки, т. е. в заводненном пласте. Этот не­ожиданный эффект объясняется различной растворимостью СО 2 в нефти и воде.

Другие возможные технологии, повышающие охват пластов вытеснением . Кроме вытеснения нефти карбонизированной водой и различными оторочками СО 2 в неко­торых проектах для повышения эффективности использования СО 2 предлагалось после попеременного нагнетания СО 2 и воды попеременно нагнетать воду и другой, более доступный газ (при­родный, дымовой и т. п.). При этом происходит смешивающееся вытеснение нерастворенного СО 2 более дешевым газом, снижается остаточная насыщенность пласта СО 2 и в результате уменьшаются его расходы.

Для уменьшения подвижности свободного СО 2 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 Б 2 Радаевского нефтяного месторождения (вязкость нефти 20-22 мПа·с) с ис­пользованием СО 2 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследова­тельский институт предложил нагнетать его попеременно с водным раствором полимера для улучшения охвата и распределения СО 2 по объему пласта. Согласно расчетам, применение полимеров с С0 2 на Радаевском месторождении может повысить прирост нефтеотдачи от 10 до 13 %.

Венгерские специалисты реализовали следующую, по их мне­нию, наиболее эффективную технологию вытеснения нефти СО 2 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 СО 2 повышается от 2 МПа до первоначального (10-13 МПа).

При наличии в пористой среде свободного СО 2 нефть вытес­няется перенасыщенной карбонизированной водой (28-30 м 3 СО 2 на 1 м 3 воды).

При этой технологии удалось получить коэффициент вытесне­ния нефти в охваченной части пласта более 90 % при большом расходе СО 2 (около 0,8 от объема пор) и малом расходе воды (0,53-0,7 от объема пор). Около 70% закачанного СО 2 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 СО 2 , например месторождение природного СО 2 с высокой кон­центрацией (более 70-80 %).

Системы разработки . Применение СО 2 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 СО 2 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 СО 2 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 СО 2 (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 промысловый экспери­мент по нагнетанию СО 2 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 м 3 , нефтенасыщенная толщина пласта 6,1 м, пори­стость 22%, проницаемость 0,6 мкм 2 , 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 м 3 воды. В декабре 1967 г. приступили к закачке в пласт СО 2 в виде карбонизированной воды. Одновременно с на­гнетанием СО 2 в насосно-компрессорные трубы в межтрубное пространство закачивалась техническая вода с расходом 150-220 м 3 /сут. На забое скважины происходило смешивание закачи­ваемых СО 2 и воды со средней концентрацией 1,4 %. Всего было закачано два объема пор карбонизированной воды, в том числе 4780 т СО 2 , 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 СО 2 дополнительно добыто 5,8 т нефти. Такой эффект явно завышен.

В ВНР имеется ряд месторождений, содержащих значительные объемы СО 2 . Этим объясняется большой интерес, проявляемый в этой стране к использованию СО 2 для увеличения добычи нефти, к теоретическим и экспериментальным исследованиям в этом на­правлении. Для проведения промыслового эксперимента была выбрана средняя линза участка Верхнее Лишпе месторождения Будафа. Участок имеет следующую геолого-промысловую харак­теристику: объем пор 1 250 000 м 3 , начальные геологические запасы нефти 713 500 т, толщина пласта 4-10 м, пористость 21-22 %, проницаемость 0,03-0,13 мкм 2 , насыщенность связан­ной водой 30%, температура 68 °С, давление 10,5 МПа, вязкость нефти 1,12 мПа·с, газосодержание 70 м 3 /м 3 .

К моменту нагнетания в пласты СО 2 было извлечено 280 675 м 3 нефти, что соответствовало нефтеотдаче 39,3 %, в том числе 230 576 м 3 - за счет закачки воды. С июля 1969 г. начали за­качивать СО 2 для восстановления пластового давления после истощения до 12 МПа, затем воду. С сентября 1970 г. проводи­лось попеременное нагнетание воды и СО 2 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 м 3 газа, содержащего 81-83 % С0 2 , что составляет около 6 % от объема пор, и 221 679 м 3 воды. Извлечено 38 359 м 3 нефти, т. е. около 5 % от ба­лансовых запасов всего участка, 67 607 м 3 воды и 22 822 685 м 3 газа, в том числе 14 017 964 м 3 углекислого газа, или 31 % от закачанного в пласты.

Методом материального баланса было определено, что нефте­отдача пласта, подвергнутого воздействию СО 2 , 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 СО 2 можно считать вполне успешным.

В конце 1975 г. начата закачка СО 2 на месторождении Ловаси. Здесь ожидается увеличение нефтеотдачи пластов на 10-15%.

Наиболее широко использование СО 2 для добычи нефти ис­следуется на нефтяных месторождениях США. 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 иефти оторочками СО 2 .

В 60-70-х годах в США начаты промысловые эксперименты различного масштаба с оторочками СО 2 . В настоящее время про­водится 59 опытов с общей площадью участков более 40 тыс. га и добычей нефти более 1,5 млн. т/год.

В нескольких экспериментах СО 2 закачивали в пласты, содер­жащие высоковязкую нефть, периодически, подобно пароциклическому воздействию, когда после закачки в пласт определенного объема СО 2 нагнетательная скважина начинает работать как добы­вающая. При этом находящаяся в районе этих скважин нефть растворяет закачанный СО 2 , вследствие чего ее вязкость умень­шается, а подвижность увеличивается.

Технологическая и экономическая эффектив­ность . Эффект от использования СО 2 для увеличения нефтеот­дачи пластов выражается в повышении коэффициента вытес­нения за счет объемного расширения нефти, растворимости и смесимости его с нефтью (устранение капиллярных сил) и сни­жения вязкости нефти. В зоне пласта, где прошел СО 2 , средняя остаточная нефтенасыщенность снижается в 1,5-2 раза, а коэф­фициент вытеснения нефти может достигать в среднем 85-90%, т. е. на 15-25 % выше, чем при заводнении.

Однако эффект в увеличении нефтеотдачи пластов не так вы­сок, как в увеличении коэффициента вытеснения нефти, ввиду уменьшения охвата пласта рабочим агентом.

Снижение вязкости нефти и несущественное увеличение вяз­кости воды при растворении в них СО 2 (на 15-20 %) не всегда могут компенсировать отрицательное действие гравитационных сил и высокой подвижности СО 2 в пласте, если он не смешивается с нефтью. Поэтому охват неоднородных пластов процессом вытес­нения СО 2 при неполной смесимости с водой может быть на 5- 15 % меньше, чем при заводнении, если не принять особых мер по увеличению охвата.

В результате этого увеличение коэффициента конечной нефте­отдачи пластов от применения СО 2 может составлять лишь 7-12 %. Например, на месторождении Келли Снайдер после закачки 8 % СО 2 от объема пор пласта на участке I около 80 % СО 2 и воды поступало в слои пласта, составляющие лишь 20 % от объ­ема залежи, а другие слои, занимающие 50 % от объема залежи, принимали меньше, чем 20 % от объема закачки СО 2 .

Главная задача при использовании СО 2 для увеличения нефте­отдачи пластов заключается в применении всех возможных средств и способов повышения охвата пластов рабочим агентом, т. е. в уменьшении отрицательного влияния гравитационных сил и под­вижности СО 2 . Этого можно достигнуть соответствующими техно­логией нагнетания СО 2 и воды, вскрытием пластов в скважинах, изоляцией интервалов пласта, забойным оборудованием, разме­щением скважин в зависимости от геолого-физических особенно­стей конкретных месторождений.

Важный показатель эффективности использования СО 2 - от­ношение объема закачанного в пласт СО 2 к объему дополнительно добытой нефти. Это отношение, естественно, зависит от многих факторов - свойств нефти, насыщенности и неоднородности пла­ста, а также в значительной мере от технологии - размера ото­рочек. Размер оторочки может составлять 10-30 % от объема пор. С ростом размера оторочки СО 2 увеличивается эффект, выра­жающийся в повышении нефтеотдачи пласта. Но одновременно возрастает и расход СО 2 на тонну дополнительно добытой нефти.

На основе экспериментальных исследований, аналитических расчетов на математических моделях пластов и проводимых про­мысловых опытов можно считать, что при оптимальных условиях применения СО 2 расход его на тонну дополнительной нефти будет находиться в пределах от 800 до 2000 м 3 , а при утилизации и реинжекции СО 2 - от 500 до 1300 м 3 , или 1-2,5 т/т.

На эффективность процесса вытеснения нефти СО 2 большое влияние оказывает исходная нефтенасыщенность. Чем больше нефтенасыщенность пласта к началу применения СО 2 , тем выше эффект, так как большая часть СО 2 расходуется на полезное на­сыщение, расширение и вытеснение нефти.

Соотношение объемов воды и газа существенно влияет на охват пластов процессом вытеснения и на эффективность приме­нения СО 2 . Поэтому при использовании СО 2 для увеличения нефтеотдачи пластов исключительно важно определить оптималь­ные размеры оторочек и соотношения воды и газа при их чередую­щейся закачке в конкретных геолого-физических условиях место­рождений. Это возможно лишь на основе математической (адек­ватной процессу модели) достоверной информации о строении и состоянии насыщенности пласта и правильных экономических критериев.

Экономическая эффективность применения СО 2 для увеличения нефтеотдачи пластов определяется исходя из его расходов на единицу объема нефти на устье нагнетательной скважины, т. е. удельной дополнительной добычи нефти, и цены на нефть.

Затраты на СО 2 могут изменяться в широких пределах в зави­симости от источника его получения.

Природный СО 2 из залежей, расположенных вблизи нефтяных месторождений, будет, очевидно, наиболее дешевым. Природные скопления СО 2 у нас пока обнаружены на Семивидовском место­рождении (Западная Сибирь) и Астраханском. Он содержит до 20-30 % неактивных компонентов - метана, азота и др.

Наибольшие ресурсы искусственного СО 2 дают электростан­ции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. Из дымовых газов тепловой электро­станции мощностью 250 МВт можно получить 2,5 млн. т СО 2 в год.

Заводы по получению искусственного углеводородного газа из угля выбрасывают как побочный продукт в 3-4 раза больше СО 2 , чем целевого продукта. Этот газ должен быть очищен, сжат и транспортирован к нефтяным месторождениям. По оцен­кам некоторых проектов, при дальности транспортировки до 800 км стоимость 1000 м 3 СО 2 будет составлять 35-40 дол. При такой стоимости СО 2 и указанном удельном расходе его на добычу нефти 1 т дополнительной нефти будет стоить примерно 30-80 дол. Даже при таких удельных затратах метод представляет промышленный интерес при современной цене на нефть.

Недостатки метода, ограничения, проблемы . Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти при по­мощи СО 2 заключается в снижении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной сме­симости его с нефтью. Если бы удалось обеспечить охват пла­стов вытеснением СО 2 такой же, как при заводнении, то можно было бы получить существенное увеличение нефтеотдачи пластов, так как в зоне, где проходит СО 2 , смешивающийся с нефтью, ос­тается очень мало остаточной нефти - 3-5 %. Уменьшить сниже­ние охвата пластов вытеснением, как отмечалось, можно разными способами - улучшением условий смесимости чередующимися оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изо­ляцией определенных интервалов пластов для выравнивания про­движения СО 2 , циклическим воздействием на пласты, соответствую­щим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др.

Другим недостатком метода, видимо, следует считать то, что СО 2 при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в последующем будет труднее, так как они становятся менее подвижными и, возможно, выпадают на поверхность пор, изменяя смачиваемость среды.

Ограничением для применения СО 2 с целью повышения нефте­отдачи пластов, помимо геолого-физических критериев, будет, очевидно, наличие ресурсов СО 2 в районе нефтяных месторожде­ний или доступных для транспортировки к месторождениям при благоприятных экономических показателях. Можно считать, что удаление источника СО 2 от месторождения более чем на 400- 600 км, стоимость его (на устье нагнетательных скважин) более 40-50 руб. и низкая отпускная цена на нефть будут серьез­ными помехами для применения СО 2 в промышленных масш­табах.

К самым сложным проблемам, возникающим при использовании СО 2 для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся возможность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыс­лового оборудования, необходимость утилизации СО 2 -удаления из добываемых углеводородных, газов на поверхности и повтор­ной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО 2 (без влаги) не опасен в отношении коррозии. Но при чередовании с водой в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он становится коррозионно-активным.

Сложной технической проблемой является транспорт жидкой распределение ее по скважинам, требующие специальных труб, качества сварки и т. д.

При использовании совместно с СО 2 воды, несовместимой с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпаде­ния солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных тру­бах, поверхностном оборудовании и пр.

Существенным недостатком, ограничивающим внедрение ме­тода, является относительно большое поглощение СО 2 пластом - потери достигают 60-75 % от общего объема закачки. Они обус­ловлены удержанием СО 2 в тупиковых порах и застойных зонах. Все это приводит к большому удельному расходу СО 2 на тонну дополнительно добытой нефти.

Будущее метода . Из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов использование СО 2 , пожалуй, наиболее уни­версально и перспективно. По механизму процессов взаимодейст­вия СО 2 с нефтью, водой и породой метод обладает бесспорными преимуществами по сравнению с другими. Особенно важное пре­имущество метода заключается в возможности применения его в заводненных пластах и относительной простоте реализации. По совокупности факторов этот метод можно рассматривать как наи­более приоритетный метод увеличения нефтеотдачи пластов, при­менимый на большей части нефтяных месторождений с устойчивым повышением нефтеотдачи пластов от 5 до 12 %. Однако примене­ние метода в будущем будет определяться в основном ресурсами природного СО 2 , так как потребности в нем (примерно 1000- 2000 м 3 на тонну добычи нефти) трудно будет удовлетворить за счет отходов химического производства, хотя этот источник СО 2 экономически рентабелен.

Потенциальные возможности метода увеличения нефтеотдачи пластов при помощи СО 2 , по прогнозам Управления технологи­ческих оценок конгресса и Национального нефтяного совета США, могут достигать 40-50 % от всех запасов нефти, допол­нительно извлекаемых новыми методами (1,1-5,8 млрд. т) в за­висимости от многих факторов - цены на нефть, минимальной нормы прибыли, стоимости природного СО 2 , эффективности технологии и др. Дополнительные извлекаемые запасы нефти в США за счет применения СО 2 , по оценкам, могут составлять 0,5- 3 млрд. т. Уровень дополнительной добычи нефти к 2000 г. может составить от 30 до 150 млн. т/год.

Максимальные значения дополнительных извлекаемых запасов уровня добычи нефти определены при экстремально благоприят­ных условиях - цена на нефть достигает стоимости альтернатив­ных видов жидкого топлива (искусственной нефти из угля или сланцев), технология процесса высокоэффективная, норма при­были 10 %, стоимость СО 2 не превышает 35 дол. за 1000 м 3 и др.

Перспективы применения СО 2 для увеличения нефтеотдачи пластов в нашей стране также весьма широкие. Составлены про­екты и проводятся необходимые подготовительные работы для нагнетания СО 2 в нефтеносные пласты на многих место­рождениях (Козловское, Радаевское, Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения, Сергеевское, Ольховское и др.) В дальнейшем метод увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ССЬ, естественно, будет применяться во все воз­растающих масштабах.

• Фундаментальные исследования. – 2015. – № 11 (часть 4) – С. 678-682
• Технические науки (05.02.00, 05.13.00, 05.17.00, 05.23.00)
• УДК 622.276

• Страницы

  678-682

ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ЗАКАЧКИ АЗОТА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1

В данной статье рассматривается возможность применения азота для закачки в нефтяные и газоконденсатные залежи для увеличения нефте- и конденсатоотдачи на основе исследований зарубежных ученых. За счет своей широкой распространенности, дешевизны и отсутствия корродирующего эффекта азот является наиболее предпочтительным агентом закачки среди неуглеводородных газов. Азот обладает низкой способностью смешиваться с нефтью, однако достаточно успешно испаряет углеводородную жидкость в пластовых условиях и может применяться для гравитационного вытеснения. Азот может служить продавочным агентом при закачке в залежи метана и углекислого газа. Реализация закачки азота на месторождениях США и стран Ближнего Востока позволила увеличить текущую нефтеотдачу. В?текущих макроэкономических условиях закачка азота является реальной альтернативой сайклинг-процессу.

закачка азота

повышение нефтеотдачи

несмешивающееся вытеснение

поддержание пластового давления

1. Abdulwahab H., Belhaj H. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. “Managing the breakthrough of injected nitrogen at a gas condensate reservoir in Abu Dhabi”. Abu Dhabi, UAE, 2010.

2. Arevalo J.A., Samaniego F., Lopez F.F., Urquieta E. International Petroleum Conference & Exhibition of Mexico. “On the exploitation conditions of the Akai reservoir considering gas cap nitrogen injection”. Villahermosa, Mexico, 1996.

3. Belhaj H., Abu Khalifesh H., Javid K. North Africa Technical Conference & Exhibition. “Potential of nitrogen gas miscible injection in South East Assets, Abu Dhabi”. Cairo, Egypt, 2013.

4. Clancy J.P., Philcox J.E., Watt J., Gilchrist R.E. 36th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society. “Cases and economics for improved oil and gas recovery using nitrogen”. Edmonton, Canada, 1985.

5. Huang W.W., Bellamy R.B., Ohnimus S.W. International Meeting of Petroleum Engineers. “A study of nitrogen injection for increased recovery from a rich condensate gas/volatile oil reservoir”. Beijing, China, 1986.

6. Linderman J., Al-Jenaibi F., Ghori S., Putney K., Lawrence J., Gallet M., Hohensee K. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. “Substituting nitrogen for hydrocarbon gas in a gas cycling project”. Abu Dhabi, UAE, 2008.

7. Mayne C.J., Pendleton R.W. International Meeting of Petroleum Engineers. “Fordoche: an enhanced oil recovery project utilizing high-pressure methane and nitrogen injection”. Beijing, China, 1986.

8. Sanger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J. SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibiton. “Nitrogen injection into stratified gas-condensate reservoirs”. New Orleans, LA, USA, 1994.

9. Tiwari S., Kumar S. SPE Middle East Oil Show. “Nitrogen injection for simultaneous exploitation of gas cap”. Bahrain, 2001.

В настоящее время растворенные в газе жидкие углеводороды (конденсат, пропан-бутановая фракция) являются ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности и уже рассматриваются не менее важным целевым продуктом, чем природный газ. В связи с этим увеличение объемов добычи конденсата становится все более актуальной задачей. Основной причиной снижения коэффициента извлечения конденсата (КИК) является выпадение тяжелых углеводородных компонентов газа в жидкую фазу при снижении давления в залежи ниже давления насыщения. Одним из способов увеличения нефте- и конденсатоотдачи пластов является поддержание пластового давления путем закачки неуглеводородных газов.

Задачей выбора рабочего агента является достижение баланса позитивных и негативных факторов, сопровождающих закачку в пласт конкретного газа в специфических условиях выбранного месторождения. Несмотря на высокие показатели вытеснения нефти при закачке углекислого газа, использование CO2 ограничено ввиду его дороговизны и высокой степени коррозионного влияния на скважинное оборудование. Лучшей альтернативой метану среди неуглеводородных газов является азот. Огромные запасы азота присутствуют в атмосферном воздухе, а методы его получения достаточно просты, дешевы и хорошо изучены. Азот обладает низкой коррозионной активностью, что очень важно для бесперебойной работы скважинного оборудования. Физико-химические свойства N2 также хорошо сочетаются со свойствами пластовых флюидов. К недостаткам применения азота стоит отнести плохую смешиваемость с нефтью, тем не менее его использование при правильном подходе к управлению разработкой технологически и экономически оправдано .

Возможность использования неуглеводородных газов для повышения нефте- и конденсатоотдачи активно рассматривается зарубежными нефтегазовыми компаниями с начала 1970-х годов . В промысловой практике азот применяется как:

– агент продавки при закачке порций углекислого газа, природного газа и других компонентов при смешивающемся вытеснении. CO2 и природный газ характеризуются высоким коэффициентом вытеснения нефти, однако ввиду их растущей стоимости и возможного отсутствия необходимых для прокачки объемов использование дополнительных продавочных объемов азота считается приемлемым способом повышения нефтеотдачи;

– альтернатива природному газу при поддержании пластового давления путем нагнетания в газовую шапку нефтяной залежи. Суть данного метода заключается в замене добываемого на промысле углеводородного газа более дешевым азотом. Кроме того, за счет внутрипластовой сегрегации азот постепенно становится барьером между нефтяной и газовой частями залежи, в результате чего, ввиду плохой смешиваемости с нефтью, минимизирует риски прорыва к забою добывающих скважин и обеспечивает так называемое «гравитационное вытеснение»;

– вытеснение «целиков» высоковязкой нефти при реализации заводнения. В ситуации, когда имеет место защемление малоподвижной нефти в структурных поднятиях залежи, бурение дополнительных добывающих скважин несет в себе серьезные риски для экономики проекта. В данном случае азот используется для понижения вязкости нефти и гравитационного вытеснения при закачке в отдельную скважину;

– вытеснение газа газовой шапки. При наличии значительных запасов газа в газовой шапке и значительной выработке нефтяной части залежи азот может применяться для доизвлечения объемов природного газа путем прокачки дополнительных объемов азота;

– смешивающееся вытеснение нефти. Данный метод применим при наличии резервуара с маловязкой нефтью, способной смешиваться с азотом при пластовых давлении и температуре;

– поддержание пластового давления в газоконденсатной залежи.

Широкий спектр применения азота связан с положительными результатами многочисленных лабораторных исследований . Эксперименты по контактному испарению (CVD) углеводородной жидкости при нагнетании N2 показали, что при заполнении азотом 50 % порового объема коллектора происходит испарение до 16 % жидкой фазы из смеси. Анализ опытов по прокачке азота через керн, насыщенный «тяжелой» нефтью, свидетельствует о том, что смешивания углеводородов с агентом не происходит, однако при эквивалентных пластовым давлению и температуре азот достаточно инертен, и его свойства сопоставимы со свойствами пластового флюида, что положительно сказывается на процессе фильтрации в поровом пространстве.

Процесс производства азота из воздуха делится на пять стадий:

1) сжатие воздуха до 0,6–0,7 МПа при помощи компрессоров осевого или центробежного типа;

2) удаление примесей (водяной пар, углекислый газ и др.) механическим способом за счет их адсорбции в теплообменнике при низких температурах;

3) охлаждение в теплообменнике блочного типа до температуры –196 °С;

4) разделение азота и кислорода за счет низкотемпературной дистилляции;

5) сжатие азота до необходимого давления закачки при помощи центробежных насосов или насосов возвратно-поступательного действия.

В состав установки по производству азота входят газовая турбина, компрессор, рабочий двигатель, адсорбционные емкости, теплообменник, молекулярные сита для удаления примесей, резервуары для дистилляции . На сегодняшний день имеется несколько модификаций станций для производства азота, наибольшей популярностью пользуются станции адсорбции мембранного типа. Большинство месторождений Российской Федерации расположены в северных районах с суровыми климатическими условиями, поэтому необходимость в дополнительной холодильной камере для азотной установки отсутствует. В настоящее время ряд российских производителей предлагает азотные установки блочного типа, которые отличаются компактностью и простотой конструкции, но при этом значительно уступают зарубежным по объемам производства – до 60 тыс. м3/сут, тогда как крупнейшая азотная установка в США может производить до 120 тыс. м3/сут. Некоторые отечественные компании-операторы используют самоходные азотные установки для проведения освоения скважин, однако данные установки также характеризуются малой производительностью (до 40 тыс. м3/сут).

Несмотря на большое число предпосылок к использованию азота для увеличения нефтеотдачи, ни один из проектов не обходится без тщательного анализа технико-технологических и экономических показателей. Одним из примеров применения азота является Fordoche Field – нефтегазоконденсатное месторождение в штате Луизиана, США . Коллектор представляет собой песчаник со средней проницаемостью 6 мД, пористостью 20 %, характер насыщения – легкая маловязкая нефть и газоконденсатная шапка. На этапе подбора агента вытеснения были исключены вода (негативное влияние на ОФП по нефти) и природный газ (как продукт для реализации). Лабораторные исследования и данные 3D-моделирования показали высокую эффективность азота при несмешивающемся вытеснении нефти, и было принято решение реализовать закачку смеси из 70 % азота и 30 % метана в купольную часть залежи (рис. 1).

Рис. 1. Концентрации азота при закачке в купольную часть залежи, Fordoche Field

Реализация закачки смеси N2 и CO2 с 1979 года на протяжении двух лет позволила увеличить текущую нефтеотдачу пласта при незначительной степени истощения, однако ввиду ряда экономических проблем, среди которых присутствует снижение стоимости продукции, реализация проекта была остановлена раньше намеченных сроков. Отмечается, что прорывы азота в добывающие скважины не были зафиксированы, однако концентрация азота возрастала в среднем на 4 % в год.

Закачка азота была реализована на кластере месторождений штата Вайоминг, США. Рассматриваемая газоконденсатнонефтяная залежь Rocky Moutains представляет песчаный пласт с высокой степенью слоистой неоднородности и низкой проницаемостью (2 мД). Истощение залежи на момент реализации составляло 40 %, при этом было достигнуто давление насыщения. Прокачка смеси из 35 % азота и 65 % метана позволила поддерживать постоянную добычу конденсата на протяжении нескольких лет, но после закачки азота свыше 0,6 порового объема залежи доля жидких углеводородов стала резко снижаться. Данный факт совпал с увеличением концентрации азота в продукции скважин до 90 % по газовой фазе. После этого закачка азота была прекращена, а поддержание давления осуществлялось осушенным природным газом.

Необходимо отметить, что реализация закачки азота в нефтяные залежи всегда сопровождается особым комплексом мероприятий по управлению закачкой и тщательным мониторингом работы добывающего фонда. Частые исследования состава продукции на концентрацию азота необходимы для своевременного выявления и предотвращения прорывов нагнетаемого агента, регулирования процесса закачки, изменения соотношения при закачке смеси газов . Особенности применения азота для поддержания пластового давления также могут внести коррективы в размещение проектного фонда месторождения.

В сегодняшних условиях низкой рыночной стоимости нефти закачка азота в нефтяные залежи может не только не оправдать затрат на дополнительное оборудование, но и серьезно ухудшить экономику проекта. В то же время текущая ситуация не повлияла на цену газового конденсата, в связи с чем азот можно рассматривать для увеличения КИК на крупных газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области.

Несмотря на продолжающиеся исследования в данном направлении, основным способом повышения конденсатоотдачи пластов до сих пор считается обратная закачка газа в залежь для поддержания пластового давления выше давления насыщения. В работах зарубежных авторов приведен анализ возможности применения азота в качестве агента закачки. Лабораторные исследования показали, что закачка азота в залежь позволяет снизить давление насыщения и продлить таким образом стабильную добычу конденсата. Одной из проблем является высокая степень дисперсии между молекулами азота и жирного газа в пластовых условиях. Данный факт зависит от геологического строения залежи: высокая степень дисперсии характерна для однородных коллекторов; в гетерогенном коллекторе дисперсия зависит от скорости нагнетания вытесняющего агента и определяется значением числа Рейнольдса. При высоких значениях числа Рейнольдса, которые характерны для закачки в пластовых условиях, дисперсионное взаимодействие азота и конденсата практически не оказывает влияния на конечную конденсатоотдачу. Опытным путем установлено, что при взаимодействии закачиваемого азота с молекулами конденсата выпавшая жидкость может занимать до 25 % объема (у метана этот показатель равен 18–20 %). Тем не менее, при прокачке азота на уровне 120 % от объема породы наблюдается положительный эффект в виде значительного увеличения коэффициента конденсатоотдачи – до 90 %. Проведенные в работе А.Ю. Юшкова экономические исследования показали, что сайклинг-процесс с использованием осушенного природного газа является экономически неэффективным, в связи с чем рассмотрение азота в качестве альтернативного агента является в большей степени актуальным вопросом. Принципиальная схема реализации закачки азота на газоконденсатном промысле представлена на рис. 2. Перечень необходимого оборудования для получения азота и последующего отделения от продукции скважин одинаков для нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Возможное применение азота для поддержания пластового давления рассматривалось на нескольких газоконденсатных месторождениях ОАЭ . Месторождение Middle East представляет собой крупный однородный газоконденсатный резервуар антиклинального строения. Средняя пористость 18 %, латеральная проницаемость – 10 мД. Разработка месторождения велась с 1974 года, дополнительные мощности для реализации обратной закачки начали строиться с 2001 года. На начальном этапе был проведен ряд PVT-исследований, которые выявили небольшое повышение давления насыщения при взаимодействии азота с пластовым газом. Построение и настройка гидродинамической модели пласта позволили оценить динамику выпадения жидкой фазы в пласте при прокачке природного газа и его смеси с N2 (рис. 3).

Несмотря на стабилизацию процессов выпадения конденсата, конечная конденсатоотдача при реализации закачки азота всего на 2 % превышает показатели при закачке природного газа. При этом отмечается прорыв азота к ближайшим добывающим скважинам уже через год после начала закачки. Данный проект рассматривается в долгосрочной перспективе с учетом текущих экономических предпосылок. При условии стабильных цен на необходимое оборудование и продукцию реализация проекта возможна в 2020-х годах.

Рис. 2. Схема закачки азота на газоконденсатном промысле

Рис. 3. Выпадение конденсата при прокачке смесей газов

Исследования возможности использования азота также проводились для месторождения Cantarell и юго-восточных активов ОАЭ. Были определены минимальные давления смешивания для конкретных пластов, проведено сравнение с метаном и углекислым газом, по результатам которого азот признан подходящим агентом закачки с учетом технико-технологических и экономических показателей. Однако стоит отметить, что для каждого конкретного месторождения результаты могут быть неодинаковыми вследствие дифференциации по термобарическим условиям и составу плас товых флюидов.

Проведенный обзор отечественных и зарубежных источников позволяет сформулировать следующие выводы:

1) физико-химические свойства азота и его распространенность делают его одним из наиболее доступных и в достаточной степени эффективных агентов для повышения нефте- и конденсатоот дачи пластов;

2) существующие методы получения азота и его отделения от продукции скважин характеризуются высокой степенью изученности, простотой и доступностью;

3) практический опыт вкупе со значительным объемом теоретических исследований свидетельствует о положительном влиянии закачки азота на разработку месторождений углеводородов;

4) наличие в РФ крупных месторождений со значительными запасами конденсата увеличивает важность поиска эффективных методов увеличения конденсатоотдачи, одним из которых может стать закачка азота для поддержания давления в газоконденсатной залежи/шапке.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень;

Сохошко С.К., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ВО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», г. Тюмень.

Библиографическая ссылка

Игнатьев Н.А., Синцов И.А. ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ЗАКАЧКИ АЗОТА В НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 11-4. – С. 678-682;
URL: http://сайт/ru/article/view?id=39486 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания» 1

В связи с истощением запасов легкоизвлекаемой нефти все большие усилия направляются на создание технологий и способов разработки, позволяющих добывать углеводороды в осложненных условиях. При использовании углекислого газа в качестве вытесняющего агента можно достичь значительного увеличения коэффициента нефтеотдачи. Наибольший эффект при вытеснении нефти двуокисью углерода достигается при смешивающемся вытеснении, которое возможно при пластовом давлении выше давления смесимости. Вытеснение нефти диоксидом углерода представляет собой достаточно сложный процесс, при котором проявляются эффекты массообмена, капиллярные и гравитационные эффекты. Рассмотрен опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи на месторождениях России, Венгрии и США. Применение углекислого газа является перспективным методом увеличения нефтеотдачи при наличии надежного источника. Возможно получение углекислого газа путем сжигания углеводородного газа.

углекислый газ

метод увеличения нефтеотдачи

нефтяной пласт

месторождение

смешивающееся вытеснение

1. Алварадо В., Манрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения. – М.: ООО «Премиум-инжиниринг», 2011. – 244 с.

2. Бабалян Г.А. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи – М.: Недра, 1976 – 144 с.

3. Балинт В., Бан А., Долешан Ш. Применение углекислого газа в добыче нефти – М.: Недра, 1977 – 240 с.

4. Байков Н.М. Опыт повышения нефтеотдачи на месторождениях США путема закачки СО2 // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 11. – С. 141–143.

5. Глазова В.М., Рыжик В.М. Применение двуокиси углерода для повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1986 – 45 с.

6. Жданов С.А. Эффективность применения двуокиси углерода на различных стадиях разработки пласта / С.А. Жданов, Е.А. Зискин, Г.Ю. Михайлова // Нефтяное хозяйство. – 1989. – № 12. – С. 34–38.

7. Забродин П.И., Халимов Г.Э. Влияние технологии закачки на механизм вытеснения двуокисью углерода. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1985 – 48 с.

8. Зимина С.В., Пулькина Н.Э. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие – Томск: Изд-во ТПУ, 2004. – 176 с.

9. Ибрагимов Г.З. Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: справочник – М.: Недра, 1991 – 384 с.

10. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985 – 308 с.

11. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г. Опыт повышения нефтеотдачи пластов чередующейся закачкой двуокиси углерода и воды. м Вып. 6. – М.: ВНИИОЭНГ, 1986 – 64 с.

12. Koottungal L. Survey: miscible CO2 continues to eclipse steam in US EOR production. // Oil & Gas Journal. – 2014. – Vol. 112. Issue 4. – С. 78–91.

13. Kuuskraa V., Wallace M. CO2-EOR set for growth as new CO2 supplies emerge. // Oil & Gas Journal. – 2014. – Vol. 112. Issue 4. – С. 66–77.

В связи с истощением запасов легкоизвлекаемой нефти все большие усилия направляются на создание технологий и способов разработки, позволяющих добывать углеводороды в осложненных условиях. Одним из таких методов является вытеснение нефти путем закачки углекислого газа (СО2) в пласт. Закачку углекислого газа для повышения нефтеотдачи начали применять с середины пятидесятых годов. За это время были изучены механизмы физико-химического взаимодействия углекислого газа с водой, нефтью и породой; определены особенности вытеснения нефти при использовании двуокиси углерода; рассмотрены преимущества и недостатки по сравнению с другими методами увеличения нефтеотдачи . В отличие от других газов при использовании СО2 в качестве вытесняющего агента можно достичь значительного увеличения коэффициента нефтеотдачи. В лабораторных условиях, при неограниченной смесимости, коэффициент вытеснения нефти может достигать 100 % .

Во многом продуктивный эффект от применения технологии по закачке углекислого газа обусловлен тем, что СО2 способен растворяться в нефти и пластовой воде в большей степени по сравнению с другими газами. При растворении в нефти углекислый газ способствует увеличению нефти в объеме, что в свою очередь способствует вытеснению остаточной неподвижной нефти . На основании лабораторных экспериментов, проведенных на образцах нефти Радаевского месторождения, было установлено, что при массовом содержании СО2 в нефти 22,2 % ее объемный коэффициент увеличивается с 1,07 до 1,33 . Закачка углекислоты способствует снижению межфазного натяжения на границе нефть ‒ вода. При растворении в нефти и воде СО2 улучшается смачиваемость породы водой, что приводит к отмыву нефтяной пленки с поверхности породы, переводя ее из пленочного состояния в капельное, таким образом увеличивая коэффициент вытеснения. Способность углекислого газа растворяться в воде позволяет части СО2, обладающего лучшей растворимостью в углеводородных жидкостях, чем в воде, переходить в нефть. При растворении диоксида углерода в воде вязкость воды увеличивается незначительно, а образующаяся при этом угольная кислота (H2CO3) растворяет некоторые виды цементов и породы пласта, увеличивая проницаемость. Согласно результатам лабораторных исследований БашНИПИнефть проницаемость песчаников может вырасти на 5-15 %, а доломитов на 6-75 % . Чем большее количество диоксида углерода содержится в воде, тем более эффективным становится вытеснение нефти. Влияние на степень растворимости углекислого газа в воде оказывает минерализация воды, с повышением степени минерализации снижается растворимость СО2 в воде .

Также преимуществом закачки углекислого газа является способность увеличивать подвижность нефти. В соответствии с законами термодинамики при высокой степени расширения нефти часть адсорбционного слоя нефти в порах освобождается, вязкость под влиянием растворенного газа понижается, и нефть становится подвижной. В большей степени этот эффект проявляется при взаимодействии с высоковязкими нефтями (более 25 МПа∙с ). Согласно лабораторным исследованиям, чем выше начальное значение вязкости, тем сильнее ее снижение (таблица) .

Однако на практике вязкость месторождений, на которых применяют закачку СО2 не достигает таких высоких значений. По анализу проектов по закачке углекислого газа, реализуемых в мире, вязкость нефти находится в диапазоне 0,4-3,0 МПа∙с .

В пластовых условиях в зависимости от температуры и давления углекислый газ может находиться в газообразном, жидком, а также сверхкритическом состоянии. Критическая точка характеризуется температурой 31,2 °С и давлением 7,2 МПа. При температуре ниже 31,2 °С углекислый газ может находиться в жидкой фазе. Значение температуры, при которой двуокись углерода будет находиться в жидком состоянии, может увеличиться до 40 °С, если в составе будут присутствовать углеводороды. При температуре выше 31,2 °С СО2 будет находиться в газообразном состоянии при любом давлении. В сверхкритическом состоянии плотность углекислого газа соответствует плотности жидкости, а вязкость и поверхностное натяжение - газу. В таком состоянии СО2 будет вытеснять нефть со снижением охвата неоднородных пластов, что характерно для маловязкого агента.

Экспериментальным путем было определено, что эффективней закачивать углекислоту в жидком состоянии, а оптимальная пластовая температура должна быть близка к критическому значению. Наибольший эффект при вытеснении нефти двуокисью углерода достигается при смешивающемся вытеснении, которое возможно при пластовом давлении выше давления смесимости.

Давление смесимости зависит от состава нефти и давления насыщения. С повышением давления насыщения, а также при наличии метана или азота в составе нефти давление смесимости увеличивается. Углеводородные газы с высокой молекулярной массой, в том числе этан, помогают снизить давление смесимости. Давление смесимости СО2 значительно ниже давления смесимости углеводородных газов. Если для вытеснения легкой нефти диоксидом углерода давление смесимости будет в диапазоне 9-10 МПа, то для смешивающегося вытеснения углеводородным газом необходимо от 27 до 30 МПа. В случае, когда давление в пласте не достигает давления смесимости, при взаимодействии диоксида углерода и нефти образуется СО2 с содержанием легкой фазы нефти и нефть без легких фракций .

Вытеснение нефти диоксидом углерода представляет собой достаточно сложный процесс, при котором проявляются эффекты массообмена, капиллярные и гравитационные. При частичной или полной смесимости углекислого газа с нефтью изменяются ее реологические свойства, это и способствует вовлечению в разработку ранее не задействованных нефтей. На процесс вытеснения нефти диоксидом углерода влияют условия насыщения и предшествующее вытеснение .

За период изучения технологии по закачке углекислого газа в пласт с целью повышения коэффициента извлечения нефти были выделены различные подходы к его применению:

● закачка карбонизированной воды;

● непрерывное нагнетание СО2;

● закачка оторочки СО2 с последующей закачкой воды;

● вытеснение нефти чередующейся закачкой СО2 и воды;

● вытеснение нефти закачкой комбинированных оторочек химических реагентов и СО2.

Основным преимуществом нагнетания карбонизированной воды является относительно низкий расход углекислого газа при закачке в пласт по сравнению с другими вариациями его использования. Оптимальная концентрация углекислоты в воде составляет 4-5 %. Лабораторными экспериментами по определению эффективности использования карбонизированной воды, проведенными УфНИИ, было установлено, что вытеснение нефти карбонизированной водой с концентрацией СО2 5,3 % позволяет увеличить нефтеотдачу на 14 % по сравнению с вытеснением водопроводной водой .

Преимуществом непрерывной закачки углекислого газа является достижение более высокого коэффициента вытеснения по сравнению с другими вариантами применения технологии. Это происходит посредством того, что перед продвигающимся объемом СО2 формируется вал нефти, свойственный для процессов, происходящих при смешивающемся вытеснении. К недостаткам непрерывной закачки углекислого газа можно отнести вязкостную неустойчивость, которая в некоторых случаях способна значительно снизить коэффициент охвата и привести к раннему прорыву углекислоты .

По сравнению с непрерывным вытеснением углекислым газом вариант с чередующейся закачкой СО2 и воды является более экономичным за счет снижения объема, а следовательно, и затрат на двуокись углерода. Также к преимуществам попеременной закачки можно отнести то, что попеременная закачка углекислого газа и воды может быть эффективной для неоднородных пластов в зависимости от соотношения СО2 и Н2О . В литературных источниках приводятся результаты лабораторных экспериментов, однако также подчеркивается, что эффективность каждого конкретного проекта должна быть основана на экспериментальном опыте, при котором условия были максимально близки к реальным условиям . Мнения специалистов относительно этого варианта закачки диоксида углерода расходятся. Опубликованы результаты лабораторных экспериментов, в результате которых были сделаны выводы, что для однородного пласта при ограниченной смесимости лучшим вариантом по сравнению с чередующейся закачкой будет являться вариант с нагнетанием сплошной оторочки. Также подчеркивается, что попеременное нагнетание углекислого газа и воды снижает конечный коэффициент вытеснения нефти по сравнению с непрерывным нагнетанием . По результатам других экспериментов определено, что для однородного пласта чередующаяся закачка является эффективной, а оптимальный объем оторочки составляет от 9 до 12 % порового объема . По мнению авторов данной статьи, после анализа лабораторных и промышленных экспериментов, в том числе на Радаевском месторождении, а также изучения научных трудов, посвященных данному вопросу, эффективность технология чередующейся закачки доказана. А применение такого варианта будет эффективным для неоднородных пластов, хотя степень эффективности может быть различной.

При всех очевидных преимуществах применения технологии по повышению нефтеотдачи путем закачки углекислого газа она имеет и недостатки. По сравнению с заводнением при закачке СО2 снижается коэффициент охвата. Для снижения проявления такого эффекта возможно использование поочередной закачки воды и двуокиси углерода, а также проведение селективной изоляции определенных интервалов. В свою очередь использование воды поочередно с СО2 может привести к самому существенному осложнению, которое возможно при закачке углекислоты - коррозии оборудования нагнетательных и добывающих скважин. Еще один минус данной технологии заключается в том, что при неполной смесимости с нефтью СО2 экстрагирует из нее легкие углеводороды, а в нефти остаются тяжелые фракции, вследствие чего нефть становится малоподвижной, и извлечь ее в дальнейшем будет значительно сложнее.

Следующим недостатком данной технологии является то, что диоксид углерода относится к газам, которые при насыщении их парами воды могут образовывать кристаллогидраты.

В процессе растворения СО2 в воде и нефти будет наблюдаться снижение температуры. Степень снижения температуры увеличивается с возрастанием концентрации углекислого газа. Такой температурный эффект при растворении углекислого газа может повлиять на образование асфальтено-смолисто-парафиновых отложений .

По некоторым оценкам исследуемой технологии отмечают, что если нет возможности обеспечить доставку диоксида углерода по доступной цене в необходимый срок, то велика вероятность упущения возможности повышения конечной нефтеотдачи. Обеспечение снабжения на поздних сроках, когда месторождение находится уже на более поздней стадии, и наблюдается снижение пластового давления доступно только несмешивающееся вытеснение, эффект от которого в разы ниже, чем при режиме смешивающегося вытеснения, для некоторых месторождений такая оценка вполне оправдана . Отсутствие доступного источника является существенным ограничением для применения технологии по закачке углекислого газа. Для многих месторождений производство и транспортировка СО2 до объекта может оказаться экономически нерентабельной .

В Советском Союзе первые лабораторные эксперименты по применению углекислого газа были проведены ВНИИ и БашНИПИнефть. В 1967 г. закачка СО2 в виде карбонизированной воды была реализована на Александровской площади Туймазинского месторождения. Общий объем закачки карбонизированной воды составил два поровых объема с концентрацией углекислоты 1,7 %. Охват пласта заводнением по мощности увеличен на 30 %, приемистость нагнетательных скважин на 10-40 %. Удельный эффект от количества закачанного углекислого газа на одну тонну добытой нефти составил - 0,17 т/т .

Закачка двуокиси углерода на Радаевском месторождении была начата с 1984 г. В результате реализации проекта по закачке СО2 на Радаевском месторождении было закачано 787,2 тыс. т СО2, что в 2,6 раза меньше проектного объема за данный период. За счет закачки СО2 к июлю 1989 г. дополнительная добыча нефти составила 218 тыс. т. Удельный эффект от количества закачанного СО2 равен 0,28 т/т. При подаче двуокиси возникали сложности, которые были связаны с прорывами углекислотопровода. Поставки углекислого газа были неравномерными. После многочисленных прорывов его эксплуатация стала невозможной. Это послужило основной причиной прекращения эксперимента в 1988 г .

В результате закачки 110 тыс. т жидкого СО2 на Козловском месторождении удельный эффект равен 0,125 т/т. Похожие проекты по закачке углекислого газа в пласт были реализованы на Сергеевском месторождении в 1984 г., где удельный эффект от закачки к июлю 1989 г. составил 0,23 т/т. Закачанный объем составил 73,8 тыс. т . На Елабужском месторождении закачка СО2 была начата в 1987 г. Общий объем закачки составил 58,3 тыс. т. Был разработан проект для Ольховского месторождения. При применении данной технологии во всех случаях отмечалось повышение нефтеотдачи. Однако существенные капиталовложения и продолжительный срок до начала окупаемости проектов, а также отсутствие оборудования, которое могло обеспечивать бесперебойную работу при закачке СО2, не позволили продолжить дальнейшее развитие технологии в этот период .

Широкий опыт применения данной технологии имеется за рубежом. Закачка углекислоты в пласт активно используется США, Канадой, Венгрией, Турцией, Великобританией и другими странами. Уже в августе 1981 года по всему миру, без учета стран СССР, было зафиксировано 27 действующих проектов по закачке СО2, девять было завершено и 63 запланировано .

В США метод закачки углекислоты испытали в 1978 г. в Техасе в Scurry и успешно начали внедрять в Пермском бассейне Западного Техаса и на востоке штата Нью-Мексико. В дальнейшем закачка углекислого газа началась и в других регионах, включая месторождения Скалистых гор, Мидконтинента и Мексиканского побережья. Основная часть добычи нефти путем закачки диоксида углерода осуществляется в регионе Пермского залива и составляет порядка 62 %. Оставшиеся 38 % приходятся на регионы Скалистых гор, Мидконтинента и Мексиканского побережья. В большей степени такие показатели базируются на том, что основные месторождения природного СО2 расположены в Пермском бассейне, соответственно, углекислый газ может беспрепятственно транспортироваться по газопроводам до ближайших истощенных нефтяных месторождений. Учитывая, что эксплуатационные затраты в данном регионе ниже, чем в остальных, он становится наиболее востребованным для компаний, осуществляющих закачку СО2 .

По данным на 2014 г. в мире реализуется 136 проектов по закачке углекислого газа, которые осуществляют 30 компаний-операторов. Из них 88 считаются успешными, 18 относят к перспективным проектам, оставшиеся 20 начаты недавно. Десять проектов не удалось реализовать эффективно. Большая часть, а именно 128 из 136, реализуются в США. К самым молодым проектам по закачке двуокиси углерода можно отнести проекты, начатые в 2014 г. на месторождении Slaughter (Smith Igoe), которое находится в штате Техас, США, и обслуживается крупной американской нефтяной компанией Occidental. Несмотря на короткий срок, проект уже считается успешным, а прирост дебита составляет 2,65 м3/сут/скв. Проекты по закачке СО2 на месторождениях Charlton 19 и Chester 16, расположенных в штате Мичиган, США, разрабатываемые компанией Core Energy, также стартовали в 2014 г.

Месторождения Sacroc и Devonian Unit (North Cross) относятся к самым зрелым проектам по закачке углекислого газа, которые были начаты в 1972 г. и еще не завершены. Месторождение Sacroc расположено в штате Техас, США. Разработку осуществляет компания Kinder Morgan. Прирост дебита -10,81 м3/сут/скв. Devonian Unit (North Cross), также расположено в штате Техас, США. Компания оператор - Occidental. Прирост дебита - 7,84 м3/сут/скв. . Опыт использования смешивающегося вытеснения в других странах позволяет сделать вывод, что при наличии доступного источника СО2 использование технологии может существенно увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи месторождений России.

Библиографическая ссылка

Трухина О.С., Синцов И.А. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С. 205-209;
URL: http://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=35849 (дата обращения: 27.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»