Вытеснение нефти газом

    ВВЕДЕНИЕ

    Увеличение  нефтеотдачи пластов - сложная проблема, для решения которой используется опыт, накопленный во всех областях нефтепромыслового дела. Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежей. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа и т.д.

    За  многолетнюю практику разработки нефтяных месторождений предложено множество методов и технологических приемов, позволяющих увеличить отбор нефти из пород. Далее рассмотрим некоторые методы увеличения нефтеотдачи, основанные на тех или иных физических явлениях.

    Увеличения  нефтеотдачи пластов можно добиться искусственно, развивая и поддерживая в залежи благоприятные физические условия, обеспечивающие наиболее эффективное вытеснение нефти из коллектора.

    Как известно, вода значительно лучше вытесняет нефть из пористых сред, чем газ. Поэтому везде, где это целесообразно по геологическим условиям и экономическим соображениям, необходимо создавать естественный или искусственный водонапорный режим вытеснения. Искусственно поддерживаемый водонапорный режим в залежи создают путем нагнетания воды с поверхности в пласт за контур нефтеносности или же в нефтяную часть пласта. Эффективность заводнения еще более повышаемся при добавлении в нагнетаемую в пласт воду специальных веществ, в результате чего улучшаются ее нефтевытесняющие свойства.

    Методы  поддержания пластового давления путем  нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности.

    Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов  основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.

    Как известно, даже тяжелые битумы хорошо растворяются в некоторых легких углеводородных растворителях. Например, бензин или жидкий пропан способны удалять из пористой среды практически всю нефть. Это свойство растворителей используется для разработки методов увеличения нефтеотдачи путем нагнетания в пласт сжиженных газов.

    В одной из глав этой работы будет  рассмотрено явления обратного испарения и конденсации тяжелых углеводородов в газовой среде высокого давления. Это свойство газов используется для разработки методов уменьшения остаточной нефтенасыщениости путем искусственного перевода части нефтяных фракций в пласте в паровую фазу при нагнетании в залежь газов высокого давления. Газ из эксплуатационных скважин затем вместе с продуктами нефти, перешедшими в паровую фазу, извлекается на поверхность.

    Несомненно, что дальнейшее изучение физических свойств пластовых жидкостей, физикохимии пласта и законов движения жидкостей в пористой среде приведет в будущем к получению новых методов повышения отдачи нефти пластами, основанных па новых физических принципах.

    В качестве примера приложения теоретических  основ физики нефтяного пласта к  нефтепромысловой практике рассмотрим физические основы некоторых методов  увеличения нефтеотдачи пластов.

     1. ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

    В этой главе будут рассмотрены свойства нефтегазовых смесей и, в частности, явления обратного или ретроградного их испарения. Эти свойства сжатых газов можно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления необходимо нагнетать газ, который становится растворителем жидких компонентов нефти. По данным опытов, при некоторых весьма высоких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компоненты, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода заключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически это трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70 - 100 МПа) и огромные объемы газа (до 3000 м³ в нормальных условиях для растворения 1 м³ нефти). Давления обратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы - этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким.

    Процесс можно значительно упростить  и удешевить, если извлекать за счет процесса испарения лишь наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти в газе. В остальном сущность процесса остается той же. 

    Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем.

    При рассмотрении и интерпретации различных  процессов фазовых превращений, которые встречаются в процессе вытеснения нефти газом, пользуются диаграммами (рис. 1.1) физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонентов - любая точка в пределах диаграммы характеризует состав углеводородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов: метана С₁ углеводородов от этана С₂ до гексана С₆ и гептана С₇. Вершины треугольников соответствуют 100%-ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Сплошная линия 1 (в виде петли) на диаграмме является кривой раздела фаз. Она ограничивает двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится к жидкой фазе, а верхний - к газовой. Они соединяются в точке 8, которая характеризует состав смеси с критическими давлением и температурой. Линия 2 (связывающая линия) оканчивается в точках на кривой состава насыщенного пара и насыщенной газом нефти, которые находятся в равновесном состоянии при данных температуре и давлении, для которых составлена диаграмма.

    Смеси, соответствующие точкам выше и справа от кривой насыщенного пара, представляют газ (область 5), и смеси, соответствующие точкам ниже и слева кривой насыщенной газом жидкости, представляют собой нефть (область 6). Смеси в области правее и ниже кривой раздела фаз относятся к области критических смесей и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. На участке этой области выше и справа от кривой раздела фаз (область 10) в смеси содержится меньшее количество тяжелых компонентов C₁₊. Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными точками в газовой области. Другой участок критической области смесей расположен ниже и справа от двухфазной области (область 9). В смесях здесь содержится меньше метана С₁ и смешиваются они с углеводородами, представленными точками в нефтяной области.

    Уже упоминалось, что в зависимости  от пластовых условий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. Если в пласт нагнетают сухие газы (например, метан) при низком пластовом давлении, тогда будут выноситься сравнительно небольшие количества промежуточных компонентов (С₂ - С₆).

    Более сложное взаимодействие нефти и  газа происходит при нагнетании в  пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С₂ - С₆). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и некритических условиях. Диаграммы физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении позволяют проследить за детальными различиями между упомянутыми видами газового воздействия на пласт, например, за различиями между процессами перехода нефти в газоконденсатное состояние и закачкой газа под высоким давлением с частичным переводом компонентов нефти в газовую фазу. В качестве примера рассмотрим изменение свойств нефтяных смесей в процессе вытеснения нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого могут конденсироваться в пластовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникновением условий критического вытеснения. При критическом вытеснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 1.2). В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100 %.

    Пусть жирный газ (точка 5) вытесняет в пласте нефть (точка 4). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки 1-1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами С₂ - С₆, и состав ее характеризуется точками 2, 3 и т.д. Этот процесс будет проходить до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных условиях находится в критической точке. Затем двухфазный поток станет однофазным и состав смеси будет изменяться вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирного газа вытесняется средой, смешивающейся с нефтью.

    Такой процесс в практических условиях возможен лишь при высоких давлениях. На рис. 1.3 приведена диаграмма тройной системы метан—н-бутан—декан при температуре 71°С и различных давлениях. Как следует из этого рисунка, возникновение взаиморастворимой переходной зоны возможно в рассматриваемой системе только при давлениях выше 14 МПа. Если считать, что декан моделирует нефть, а смесь метана с н-бутаном обогащенный сжатый газ, то взаиморастворимое вытеснение будет при пластовом давлении р_пл=14,06 МПа и t=71°С, т.е. когда массовая доля н-бутана в метане превысит 25% (точка Е₁). С увеличением пластового давления эти условия достигаются при меньших концентрациях н-бутана в метане (при давлении вытеснения 28,1 МПа молярная доля н-бутана в газе может быть уменьшена до 7% (точка Е₂).

    Сложность состава нефтей и сложность процесса вытеснения их газом затрудняет разработку расчетных методов определения  условий смешивания различных нефтей и газов. Предложены приближенные способы  определения условий их смешивания, которые можно использовать лишь для ориентировочных расчетов. Бенхем, Дауден и Кунцман предложили приближенный метод оценки минимально необходимой концентрации в газе компонентов этан+высшие, при которой обеспечивается критическое вытеснение нефти. Их метод основан на предположении о параллельности касательной АВ на рис. 1.2 к граничной кривой в критической точке стороне треугольника C₁ - С₇₊. Тогда концентрация компонентов С₂ - С₆ в системе, находящейся в критическом состоянии, и в нагнетаемом газе А, в котором содержится минимальное количество компонентов С₂ - С₆, необходимое для воспроизведения критического вытеснения нефти, будут равны. Это означает, что если установить состав условно тройной системы, для которой давление вытеснения и пластовая температура критические, то при этом определяется и состав газа (т.е. минимальное содержание в нем промежуточных). Трудность выбора минимально необходимой концентрации гомологов метана в нагнетаемом газе, таким образом, заключается в том, что касательная АВ, как правило, не параллельна стороне C₁ - С₇₊ и, кроме того, для определения критических параметров таких сложных смесей, как нефть - газ, пока нет достаточно надежных методов. В этой области необходимы дальнейшие изыскания.

    Важной  проблемой развития этого метода увеличения нефтеотдачи пластов является изыскание источников газоснабжения. Заслуживает внимания разработанный советскими инженерами способ производства газа путем газификации сырой нефти непосредственно на нефтяном месторождении под давлением до 20 МПа. Для снижения давлений вытеснения смешивающимися агентами освоено производство обогащенных искусственных газов высокого давления и жидких дистиллятов-растворителей посредством пиролиза нефти в реакторе.

     2. ПРИМЕНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

    Углекислый  газ, растворенный в воде или введенный  в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствует увеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы.

Таблица 2.1.

    Свойства  углекислого газа в точках росы (линия  ТС на рис 2.1)

    * критическая точка.

    С0₂ - бесцветный газ тяжелее воздуха (относительная плотность 1,529). Критическая температура 31,05°С; критическое давление - 7,38 МПа, критическая плотность - 468 кг/м³. При температуре 20°С под давлением 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м³. При сильном охлаждении С0₂ застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1,65 г/см³, которая возгоняется при температуре - 78,5°С (при атмосферном давлении). Фазовая диаграмма углекислого газа в координатах давление - температура приведена на рис. 2.1. Кривая 1 отделяет область газообразного состояния; 2 - жидкого и твердого; 3 - твердого и газообразного. Тройная точка Т соответствует равновесию трех фаз одновременно. Для углекислого газа температура тройной точки t_тр=-56,4°С, а давление P=0,50МПа.

    В табл. 2.1 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).

    На  рис. 2.2 представлены линии равном плотности углекислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность двуокиси углерода в пластовых условиях сопоставима с плотностью нефти.

    На  рис. 2.3 приведены зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах. Видим, что вязкость С0₂ в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные поверхностного натяжения двуокиси углерода для некоторых значений температур.

    Растворимость С0₂ в воде с увеличением давления возрастает (рис. 2.4). Массовая доля его не превышает 6%. С повышением температуры до 80°С и минерализации воды растворимость С0₂ уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает (при t=-20°С и P=11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПа·с).

    Растворимость воды в газообразной двуокиси углерода показана на рис. 2.5. Для перехода от молярных долей к массовым на рис. 2.6 дана диаграмма связи этих величин системы вода - двуокись углерода.

    Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением  молекулярной массы углеводородов  растворимость С0₂ в них возрастает. С очень легкими нефтями С0₂ смешивается полностью при давлениях 5,6 - 7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью - нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинов и т. д.). С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.

    Для характеристики состава и свойств  нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для нефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов. Характеристический фактор нефти может быть вычислен по формуле:

    где ρ²⁰₄ - отношение плотности нефти при t=20°С к плотности воды при t=4°С и нормальном давлении; М - молекулярная масса дегазированной нефти.

    На  рис. 2.7 приведена диаграмма растворимости двуокиси углерода в дегазированной нефти с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости от давления насыщения и температуры.

    Для нефтей с характеристическим фактором, отличающимся от 11,7, растворимость двуокиси углерода в них может быть рассчитана по формуле:

    N_ф, N_11,7 - молярные доли двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором Ф и 11,7 соответственно; t - пластовая температура, °С; P - давление насыщения нефти двуокисью углерода, МПа.

    Так как для многих отечественных  месторождений молекулярная масса  нефти в справочной литературе не приведена, то этот параметр можно оценить  по формуле:

    М=200 ρ²⁰₄μ^0,11

    где μ - безразмерная вязкость, численно равная вязкости дегазированной нефти в мПа·с в поверхностных условиях.

    Для увеличения нефтеотдачи пластов  углекислый газ в качестве вытесняющей  нефть оторочки нагнетается в  сжиженном виде в пористую среду  и затем проталкивается карбонизированной  водой. По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4 - 5% от объема пор обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает более чем на 50% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ - эффективное средство увеличения нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24 - 71°С.

    По  данным БашНИИнефть, хорошие результаты получены при вытеснении нефти карбонизированной  водой с массовой долей С0₂ в растворе, равной 4 - 5%. Однако, по данным американских исследователей, при вытеснении нефти оторочкой углекислого газа конечная нефтеотдача на 25 - 30% выше, чем при использовании карбонизированной воды.

    Углекислый  газ, растворяясь в нефти, уменьшает  ее вязкость. При этом возрастает объем нефти, а в некоторых случаях значительно снижается ее поверхностное натяжение на границе с водой. Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте двуокиси углерода с нефтью легкие компоненты последней растворяются в С0₂ (экстрагируются двуокисью углерода) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой подвижностью и смешиванием с нефтью смесей С0₂ с легкими углеводородами.

    Экстрагирование легких углеводородов из нефти происходит тем интенсивнее, чем выше давление. Как показывают опыты, массовая доля экстрагированных углеводородных компонентов нефти двуокисью углерода в зависимости от состава нефти может достигать десятков процентов. При этом возникают условия смесимости нефти с двуокисью углерода, если в нефти содержится достаточное количество легких углеводородов и если пластовые давления и температура равны критическим значениям образующихся в пористой среде смесей. На рис. 2.8 представлена номограмма для определения условий смешивания различных нефтей с двуокисью углерода. На этом рисунке приведены значения критических давлений смесей в зависимости от пластовой температуры и молекулярной массы дегазированной нефти. При пластовом давлении, равном или превышающем значение критического давления смеси для нефти с заданными молекулярной массой и пластовой температурой, будет наблюдаться локальное (на фронте вытеснения) полное смешивание нефти с двуокисью углерода. Если смешивания не происходит, основная масса оторочки двуокиси углерода вследствие непоршневого вытеснения воздействует на нефть, лишенную легких углеводородов (пластового газа). Однако и в этом случае двуокись углерода оказывает благоприятное влияние на результаты вытеснения вследствие уменьшения вязкости нефти за счет растворения в ней С0₂ и вследствие возрастания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим увеличением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рис. 2.9 приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях двуокиси углерода на их вязкость.

    Вязкость  нефти (в мПа·с), насыщенной двуокисью углерода, можно определить по формуле:

    μ=A(q)·μ^ϭ(q)_t

    где μ^ϭ(q)_t - безразмерная вязкость, численно равная (при температуре процесса) вязкости исходной нефти (в мПа·с), в которой растворяется двуокись углерода; A(q) и δ(q) - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам:

     ;

    Здесь q' - массовая доля двуокиси углерода в нефти.

    На  рис. 2.10 приведены графики, характеризующие изменение относительного объема нефтей (коэффициентов набухания) в зависимости от молярной доли растворенной в них двуокиси углерода и отношения молекулярной массы дегазированной нефти к ее плотности (M_н/ρ_н).

    О некоторых причинах увеличения нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислым газом упоминалось выше (уменьшаются вязкость нефти и поверхностное натяжение, возрастают объемы и сжимаемость нефти).

    Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия углекислого газа с породой. Например, в опытах, проведенных Н.С. Гудок, проницаемость образца (известняка) по воде после воздействия углекислым газом возросла в 2 раза (с 0,0075 мкм² до 0,016 мкм²) вследствие реакции породы с С0₂.

    Под воздействием С0₂ повышается кислотность глин, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Все эти факторы в сумме способствуют значительному увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти из пласта углекислым газом и карбонизированной водой.

    Промышленные  опыты по закачке в пласт С0₂ дали обнадеживающие результаты.

    Значительные  количества необходимого углекислого  газа можно получить путем улавливания  его из дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств. Встречаются в природе также залежи углекислого газа с примесями других газов.