Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава VI
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФГИ ИЗ ПЛАСТОВ РАСТВОРИТЕЛЯМИ И ГАЗОМ ПРИ ВЫСОКОМ ДАВЛЕНИИ
Главная причина невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходят капиллярные явления.
Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вязко-стей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта нефть — вода, обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или 1лобул нефти, т. е, по сути дела, ее диспергированию.
Вследствие указанных причин нефть остается в пористой среде пластов, подвергаемых заводнению, в виде пленок на зернах пород и глобул, находящихся в тупиковых порах или местах пористой среды пластов, обойденных водой (рис. 111). Если бы нефть вытеснялась из пласта смешивающейся с ней жидкостью, то в результате молекулярной диффузии вещество-растворитель проникло бы в нефть, а углеводороды нефти — в растворитель и с течением времени нефть была бы полностью вымыта из пласта Однако если применять в процессе разработки нефтяных месторождений метод вытеснения нефти путем закачки в пласты одних только растворителей, то последние, вымыв из пластов нефть, останутся в недрах. Ясно, что оставляемое в пластах вещество должно быть доступнее и дешевле нефти В качестве растворителя, вытесняющего нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др Однако это дорогостоящие вещества Дешевле использовать воздух, воду и в определенных условиях природный газ и двуокись углерода. При этом следует учитывать, что вода в обычных пластовых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к возникновению совершенно иного процесса извлечения нефти из недр — внутрипластового горения
В 50-х и начале 60 х гг было предложено в качестве веществ, смешивающихся с нефтью для ее вытеснения из пластов, применять углеводородные растворители — сжиженный пропан,
208
Рис 111 Разрез пористой среды
j _ зерна породы 2 — остаточная нефть в тупи новой поре, 3 — глобула нефти, обойденная водой, 4 — пленочная нефть 5 — вода
газовый конденсат, бензин и другие в виде пробок или оторочек, подвигаемых по пласту водой или сухим газом.
Лабораторные опыты показали, что в процессе вытеснения нефти из пластов неограниченно смешивающимися с ней веществами — растворителями коэффициент вытеснения может быть доведен до 100%. Если использовать оторочки растворителя, продвигаемые по пласту сухим газом, коэффициент вытеснения нефти по-прежнему остается высоким, но при этом наблюдается неустойчивость контакта газ — растворитель, оторочка довольно быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с сухим газом. Таким образом, в случае применения сухого газа в качестве вещества, проталкивающего оторочку растворителя, фактически снижается коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.
В наклонных пластах после вытеснения нефти оторочкой растворителя, проталкиваемой сухим газом сверху вниз, прорывы его становятся не столь существенными и процесс вытеснения нефти из пласта осуществляется более эффективно. Это происходит при обычных, недостаточно высоких пластовых давлениях Если давления более высокие, процесс смешивания сухого газа и углеводородного растворителя происходит более интенсивно в определенных физических условиях — до неограниченной смешиваемости Оказалось, что с дальнейшим повышением пластового давления, опять-таки в определенных физических условиях, оторочка растворителя вообще становится излишней, так как между нефтью и газом возникает область полного смешивания сухого газа с углеводородами, выделившимися из нефти, и затем углеводородов с самой нефтью. Вытеснение нефти из пластов сухим газом в области полной смешиваемости его с углеводородами нефти получило название процесса вытеснения нефти из пластов газом высокого давления
Если оторочка растворителя продвигается вследствие закачки в пласт воды, образуется область совместной фильтрации растворителя и воды как двух несмешивающихся жидкостей, в результате чего оторочка размазывается по обводненной области пласта. В этом случае в пласте существует и область смешения нефти и растворителя, и область несмешива-ющихся жидкостей.
14 Ю П Желтов 209>
Процесс образования и роста области смешения нефти и растворителя как и в случае циклического нагнетания газа обуславливается молекулярной и конвективной диффузией. Однако в последнем случае жирный газ из пласта вытесняется сухим. Вязкости этих газов практически одинаковы. Если нефть вытесняется оторочкой растворителя, то вязкость нефти в основном более высокая, чем растворителя. Поэтому на характер процесса смешивания этих жидкостей в пласте и, следовательно, на образование оторочки необходимого размера будет оказывать существенное влияние различие вязкостен нефти и растворителя.
Рассмотрим вначале процесс смешивания нефти и растворителя, не учитывая вытеснения растворителя из пласта водой.
Уравнение вытеснения из прямолинейного пласта нефти ее растворителем отличается от уравнения (V.17) только коэффициентом диффузии. Оно имеет следующий вид:
дс д I „ дс \ дс /л rr i \
(VLl)
дГ~дГ\" дх ) ш дГ'
где с — удельная концентрация растворителя в смеси нефть — растворитель; D — коэффициент диффузии; w = v/m (v-—скорость фильтрации; т — пористость).
Под коэффициентом диффузии D понимают комплексный коэффициент, учитывающий не только молекулярную и конвективную диффузии однородной жидкости в пористой среде, но и различие вязкостен вытесняющей и вытесняемой смешивающихся жидкостей.
Обработка результатов экспериментальных исследований вытеснения одной жидкости другой, смешивающейся с первой, при различии их вязкости показывает, что комплексный коэффициент диффузии можно представить в первом приближении в следующем виде:
(VI.2)
Здесь цс — вязкость смеси двух жидкостей; DO — коэффициент молекулярной диффузии; DK — коэффициент конвективной диффузии однородной жидкости; Kw, K^ — экспериментальные коэффициенты, учитывающие соответствено конвективную диффузию однородной жидкости и разновязкостную диффузию.
При движении смешивающихся жидкостей в прямолинейном пласте концентрацию вытесняющей жидкости, т. е. растворителя, в нефти можно получить по уравнению (VI. I). Для этого, как и в случае циклического нагнетания газа, используем приближенный метод интегральных соотношений. Решение
210
1,0
C(x,t] 1 z c(x,t] J
/////// /У^/k///////X/P////////I//////////!///// >' /Ы I
I ,, \
Рис 112 Схема вытеснения нефти растворителем из прямолинейного пласта'
/ — растворитель 2 — зона смешения, 3 — нефть
при этом имеет следующий вид: с (Б, О = 0,25 [2-3^+-^];
(VI-3)
Здесь w — vjm (v — скорость фильтрации); 2Я — размер области смешения (рис. 112). Полудлину зоны смешения K = X(t) определяем при решении уравнения ( VI. 1) методом интегральных соотношений.
Имеем следующие условия на границах зоны смешения. При
? = —А, с(—К, /) = 1, при i = A, с (К, /)=0, в сечении пласта | = 0, перемещающемся со временем t, значенние с (0, t)=0,5.
Из решения (VI.3) получаем также, что при ?=±А, -4~ =0.
Введением переменных %=х—wt, t = t уравнение (VI.1) приведем к виду
ТГ = Ж(°^Г)' (VI-4)
Для упрощения решения рассматриваемой задачи предположим следующее. Будем считать, что в зоне смешения вязкость смеси растворителя и нефти линейно зависит от подвижной координаты |. В сечении ?=— А, цс = м<ь т. е. jic равна вязкости растворителя, поскольку его концентрация в этом сечении составляет единицу, а при ? = А, м,с = (Л2 — вязкости вытесняемой жидкости, т. е. нефти. В пределах же области смешения, т. е. °т 1 = —А, до | = Х, вязкость смеси /гс зависит линейно от | (см. пунктирную линию на рис. 112):
~~dx~=~df~==~rjr'' Д[г = ц2 — Ih.- (VI. 5)
Подставляя (VI.5) в (VI.2), а затем (VI.2) в (VI.4), получим уравнение разновязкостной конвективной диффузии в следующем виде:
Определяя производные дс/дт и дс/д?, по уравнению (VI.3), подставляя их в (VI.6) и производя, согласно методу интегральных соотношений, интегрирование от 0 до Я, получим соотношение
к ,
--^- - ' 5- &
1 I J^3 ub-
(VI.7) 211
Из (VI.7) имеем
Учитывая, что Я = 0 при ^ = т = 0, из (VI.8) имеем следующее вы-
ражение для определения K =
Можно определять полную длину области смешения Л Тогда из (VI.9)

=8DEt. (VI. 10)
Если в формуле (VI. 10) задавать время t и определять длину области смешения Л, то эта формула примет вид трансцендентного уравнения. Можно, конечно, задаваться р и Л и, зная DE, найти время t. В этом случае вычисления будут более простыми. Уравнение (VI. 8) можно переписать следующим образом:
Можно получить два асимптотических решения этого уравнения. Первое из них соответствует случаю, когда К велико, т. е. А>(3. Тогда
А, =
Это решение справедливо при конвективной диффузии однородной жидкости в пористой среде и полностью совпадает с соответствующим решением при циклической закачке газа.
Второе асимптотическое решение, более важное для рассматриваемого процесса вытеснения нефти из пласта растворителем, получаем при малых К по сравнению с р. В этом последнем случае из (VI.8) имеем
~=4DEdr. (VI. 11)
Интегрируя (VI. 11), имеем
Л=(12РВД1/». . (VI .1 2)
Или для полной длины зоны смешения при Л = 2Я/
Л = (96pD?T)!/3. (VI. 13)
Определим величину |3 на основе лабораторных экспериментов П. И. Забродина, Н. Л. Раковского и М. Д. Розенберга по вытеснению нефти смешивающейся с ней жидкостью. В этих опытах при вытеснении углеводородной жидкости вязкостью
212
u2 = 8,48-10~3 Па-с смешивающейся с ней жидкостью-растворителем, имеющим вязкость ц,[ = 0,53-10~3 Па-с, со скоростью фильтрации у = 10~4 м/с при D?=10"7 м2/с образовалась область смешения длиной Л=12 м, когда сечение пласта (| = 0, удельная концентрация растворителя с = 0,5) в модели переместилось на расстояние л: = 50 м за время т = ?*:
t = mx/v.
При m = 0,37 значение
Предположим, что |3>Л, и определим $ по формуле (VI. 13).
Имеем
Л3 123
96- 10-'- 1,85-
~~
Поскольку Л=12 м, то условие р^-Л выполняется и значение р, определенное по формуле (VI. 13), справедливо.
Было сказано, что с целью экономии растворителя необходимо его использовать в виде оторочки, а не закачивать непрерывно. Если эта оторочка перемещается по пласту под воздействием воды, растворитель в соответствии с механизмом фильтрации несмешивающихся жидкостей не полностью вытесняется из пласта. Распределение насыщенностей пористой среды водой, растворителем и его смесью с нефтью показано схематично на рис. 113.
Для полного вытеснения нефти растворителем из части пласта, охваченной этим процессом, необходимо закачать такое количество растворителя, чтобы область смешения его (с = 0,5) с нефтью переместилась за пределы пласта (см. рис. 113), т. е. на расстояние х** = 1+К, а фронт вытеснения растворителя во-
"с. 113. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой растворителя, проталкиваемой водой.
ля~еР(»-С11?\еД651ение в°л°насыш.енности в момент времени t, 2 — концентрация растворите-\х, '), 3 — распределение водонасыщенности в момент времени ?„„; 4 — фиктивная °ьцентрация растворителя в момент времени t • 5 — фиктивная область смешения рас-Т8орителя и нефти
213
дои дошел бы до конца пласта, т. е. чтобы соблюдалось условие хе = 1. Тогда количество растворителя, затраченного на образование оторочки, будет равно количеству растворителя, оставшегося в областях заводнения и смешения. Из области смешения он будет извлечен из пласта вместе с нефтью, а из заводненной может быть частично извлечен вместе с водой. Однако определенная его часть будет оставлена в пласте, так как при вытеснении водой не смешивающейся с нею жидкости обводненность продукции в конце концов достигнет такого значения, что извлекать из пласта растворитель будет экономически нецелесообразно.
Рассмотрим процесс вытеснения нефти газом при высоком давлении, когда между этими веществами образуется область полной их смешиваемости.
Чтобы определить, возможен ли такой процесс в условиях какого-либо конкретного месторождения, проводят лабораторные исследования для установления условий смешиваемости газа и нефти или рассчитывают по константам равновесия фазовое состояние смеси газа, который предполагается закачивать в пласт, и нефти при различных давлениях и составах углеводородов.
Результаты указанных исследований и расчетов представляют в виде треугольной диаграммы Гиббса (рис. 114). Каждая точка на этой диаграмме характеризует состав некоторой углеводородной смеси, состоящей из сухого газа Сь промежуточных углеводородов С2—С5 и более тяжелых углеводородов от С6 и выше (С6+). Точке А соответствует углеводородный состав,
Р,
Рис 114 Диаграмма Гиббса
Рис 115 Схема двух пластов, разрабатываемых с использованием вытеснения нефти обогащенным газом-
/ — пласт 1, 2— добывающие скважины пласта 1, 3 — газонефтяной контакт, 4 — газонагнетательная скважина пласта 1; 5 — пласт 2, 6 — зона полного смешения обогащенного газа и нефти в пласте 2, 7 — газонагнетательная скважина пласта 2 8 — побываю щая скважина пласта 2, 9 — водонефтяной контакт в пласте 1, 10 — водонефтяной контакт в пласте 2
доля компонента Q в котором составляет а, доля компонентов ?2—С5—b и доля компонентов С6+—с. Эта диаграмма справедлива при постоянной температуре.
Пусть месторождение имеет пласты 1 и 2, залегающие на разных глубинах и содержащие одну и ту же легкую нефть, но имеющие различное пластовое давление (рис. 115). В_пласте 1 среднее пластовое давление равно р\, а в пласте 2— р2, причем р2>Рь Разработку этих пластов возможно осуществлять с использованием закачки в них жирного газа, т. е. метана, обогащенного этаном, бутаном, пропаном и другими компонентами. Состав этого газа на диаграмме Гиббса (см. рис. 114) характеризуется точкой А\. Составы нефти, насыщающей пласты 1 и 2, практически идентичны и характеризуются точкой Л2. Заштрихованная область, ограниченная линией пластового давления ~pi, соответствует области двухфазного состояния углеводородов в пласте 1, а область, ограниченная линией р2, — области двухфазного состояния углеводородов в пласте 2. При двухфазном состоянии в пласте одновременно существуют углеводороды и в жидкой, и в газовой фазах. Остальная часть площади диаграммы Гиббса, находящаяся вне соответствующих заштрихованных областей, относится к области однофазного состояния углеводородов, т. е. области полной их смешиваемости.
Если в пласт 1 через нагнетательную скважину 4 закачивать жирный газ с составом Ль то из нефти состава Л2 (рис. 114) через поверхность газонефтяного контакта будут выделяться легкие углеводороды, растворяясь в газе. Состав газа, вытесняющего нефть, вблизи газонефтяного контакта изменяется от точки А\ к Л1!, Л1П( по стрелке на рис. 114), т. е. обогащается жирными компонентами. Нефть же будет насыщаться легкими углеводородами. Ее состав, характеризующийся последовательно точками Л'2 и ЛП2, будет идентичен составу газа у газонефтяного контакта. Точка Л;11 соответствует составу газа, а точка Л2П — составу нефти на газонефтяном контакте при условии, что газ и нефть находятся в состоянии фазового равновесия. Изменение состава газа и нефти на этом контакте связано с установлением фазового равновесия.
Однако в пласте 1 (см. рис. 115) полного смешивания газа с пластовой нефтью не произойдет, так как при давлении р\ состав смеси углеводородов, находящихся на газонефтяном контакте, будет соответствовать составу смеси, находящейся в заштрихованной двухфазной области на диаграмме Гиббса. Таким образом, в пласте 1 нефть не будет вытесняться газом в УСЛОВИЯХ полной смешиваемости углеводородов. Иную картину наблюдаем в пласте 2 при давлении р2. Прямая линия, соединяющая исходные составы пластовой нефти и закачиваемого в пласт жирного газа, никогда не пересечет двухфазную область, соответствующую этому давлению. Следовательно, в пласте сформируется область смешения, перемещающаяся от
2)5
линии нагнетания газа к добывающим скважинам. Газонефтяной контакт исчезнет (на рис. 115 он показан пунктирной линией). В сечениях пласта, расположенных вблизи линии нагнетания, однофазная смесь углеводородов буДет представлена в основном легкой фракцией, а вблизи добывающих скважин — тяжелой. Ни в одном из сечений пласта не останется двухфазной смеси и будет наблюдаться полная смешиваемость углеводородов. Однако, вследствие высоких значений коэффициентов конвективной диффузии при вытеснении газа газом, область смешивания углеводородов в процессе вытеснения нефти газом при высоком давлении может быть довольно обширной, что приведет к необходимости добычи вместе с нефтью значительного количества газа, т. е. к ситуации, аналогичной при циклической закачке газа.
Пример VI. 1. В прямолинейный пласт в элемент однорядной схемы расположения скважин (см рис. 113) длиной / = 400 м и шириной Ь = 200 м закачивают с целью вытеснения из него нефти сначала растворитель нефти (в основном сжиженный пропан), затем после создания его оторочки — воду, вытесняющую растворитель и проталкивающую оторочку. Расход жидкого растворителя и расход воды д=300 м3/сут. Толщина пласта, охваченного процессом вытеснения нефти оторочкой растворителя, /г=10 м, пористость т = 0,25. Полная толщина пласта Л0=15,4 м, так что коэффициент охвата пласта процессом Т]2 = 0,65. Вязкость нефти в пластовых условиях [г2=5-10-3 Па -с, вязкость жидкого растворителя |ii = 0,53- 10~3 Па-с. Вязкость воды [гв=10~3 Па-с.
Вытеснение растворителя из пласта водой непоршневое При этом формулы относительных проницаемостей имеют тот же вид, что и в примере IV. 1, т. е.
S-SCB
- — при
s __ ,g \l/2
В рассматриваемом случае sca = 0,05; s* = 0,85; Si«=0,740. ,
Коэффициент конвективной диффузии , ,.
АЕ = D0 + kww; w = v/m.
При этом Д,= Ю-9 м2/с; /Сш = 0,1 м; #ц=2,45-105 м/(Па-с).
Требуется определить объем оторочки растворителя, размер зоны смешения, время добычи нефти вместе с растворителем и объем извлекаемого растворителя из пласта в безводный период.
Приступая к расчетам, вычислим вначале скорость фильтрации Имеем
д _ 300 _ у=~й/Г = ~ 200- 10-0,864.105 =!. 736-10 6 м/с
Скорость движения области смешения
v 1,736- Ю-8 W^^T= 0.25 =6.944- 10-е м/с.
Коэффициент конвективной диффузии определяем следующим образом: DE=D0 + kww= 10-9 + 0,1 -6, 944- 10-в= 6, 954- Ю-7 М2/С-
216
Время, в течение которого сечение с удельной концентрацией растворителя с=0,5 дойдет до конца пласта /=400 м, составит
/ 400
t — — = с. плл ш-6 =57,6-10в с =667 сут. •*— w 6,944-10 6 J
Определим значение р Имеем
АцДц, 2,45-105(5 — 0,53) 1Q-3
= 2
= 547,6м.
Вначале определим размер зоны смешения в момент времени t=t«, когда середина ее достигнет расстояния х=1. Из формулы (VI.10) получим трансцендентное уравнение для определения Л в виде
. Л + 2Р
Решая это уравнение путем последовательных приближений, получим, что Л=131 м
Однако необходимо определить время t = tft, за которое область смешения полностью вытеснится из пласта, а вода, проталкивающая оторочку растворителя, дойдет до конца пласта х=1 На рис. ИЗ показано также распределение насыщенностей пласта водой и растворителем в момент времени /==?»*. Пунктиром дана фиктивная оторочка растворителя, как бы вышедшая за пределы пласта.
Будем в качестве первого приближения считать, что в момент времени t=t,. сечение фиктивной оторочки с концентрацией с=0,5 пройдет расстояние 1+А/2, т. е. 400+66=466 м.
Из приведенного выше уравнения получим Л=138 м.
Таким образом, уточненное значение Л/2 = 69 м.
469
4* =
* = 6,944-10-" =67.54'106 с2 = 782 сут.
Время, в течение которого из пласта будет добываться нефть вместе с растворителем,
138 138
4* =---= с ПА л—ГгПГ = 19,85 106 с = 230 сут.
** w 6,944-10~6 J
Определим объем растворителя в смеси с нефтью
СР
Ыгт(\— 5СВ)Л 0,25 2000-0,95-138
= 32,78-103 м3.
Для установления объема растворителя, оставшегося в обводненной части пласта, при подходе фронта воды хв к концу пласта построим на основе данных относительных проницаемо-стей функцию /(s) (рис. 116). В соответствии с теорией непоршневого вытеснения из пласта водой не смешивающихся с ней жидкостей и кривой зависимости, показанной рис 116, получим
/'(SD)= 1,409; /(SB) = 0,93; sB = 0,71. Оставшийся в пласте объем растворителя
Ц4 0,5 s
Рис 116. Кривая зависимости /(s) от s
217
к началу добычи из пласта смеси воды и растворителя определим так: bhml
= 0,25-200- 10-400 ), 95— = 48,06- Ю3 м3.
Таким образом, суммарный объем растворителя, которйй следует Эвкачать в пласт, создавая оторочку, составит
Кр= КСр+ К0р =32, 78- JO» + 48, 06- 1C3 = 80,84-10« м».
Объем оторочки растворителя в долях перового обьеыл пласта будет _Ур ___ 80,84-103 Vn =0,25 200 10-400=0'404'
Доля растворителя, оставляемого в пласте к началу извлечения его вместе с водой,
Vpp_ 48,06 1C" Kp — 80,84-10»
:0,6.
Безусловно, в процессе добычи растворителя вместе с водой из пласта будет извлечено определенное дополнительное количество этого реагента.
§ 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА
К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СОг, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники ССЪ— природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и металлургических установок.
Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при давлении 105 Па и температуре 273,2 К, — газ. На рис. 117 показана рГ-диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что критическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 К- Это довольно низкая температура для обычных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500—2000 м с температурой 310—350 К при давлении 10— 20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритичес-ком состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество находится в газовом состоянии, [д,у = 0,0137-10~3 Па-с, а плотность ру = 1,98 кг/м3. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры — понижается.
На рис. 118 показаны кривая зависимости вязкости углекислоты от давления при различных температурах. При давлении выше 10 МПа и температуре 300—310 К происходит полное
218
\МПа
ZOO 250 300
Рис 117 рТ-диаграмма для ССЬ
8 р,МПс
Рис 118 Кривая зависимости вязкости двуокиси углерода р.у от давления при различных температурах-/ — при Г = 303,2 К, 2 —при 7 = 3332 К
смешивание СО2 с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов. Они могут выпасть в осадок.
Для достижения полной смешиваемости СО2 с углеводородами нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360 К оно составляет около 30 МПа.
В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300—310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250—300 м3 СО2 замеренного при стандартных условиях. По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.
Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой СО2 в пласты для вытеснения из них нефти.
В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО2 непрерывно закачивают в пласт в газообразном состоянии.
При осуществлении такого процесса, сходного с процессом Циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода сле-
2!9
дует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз превышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды нефти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СО2 и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять СОг и углеводороды, т. е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт.
Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс не достаточно эффективен, поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема СО2 для извлечения углеводородов. Отношение этого объема СО2 к объему извлеченных углеводородов может достигать 100 м3 на 1 м3 и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание С02 и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие углеводороды.
Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Вначале, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачивают СО2 при резком ограничении или прекращении отбора нефти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, давление в пласте доводят до давления полной смешиваемости СО2 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпадать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компоненты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При достижении заданного давления производят одновременно и закачку в пласт СО2, и отбор из него смеси углеводородов нефти и СО2.
Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворении СО2 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизированной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического «родства» нефти и СО2, чем воды и COs, при контакте карбонизированной воды с нефтью молекулы СО2 диффундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. На рис. 119, а показаны пленки тяжелой нефти, остающиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рис. 119,6 видно, как пленки этой нефти отделяются от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.
Рис. 119. Схема отрыва пленок нефти от породы при закачке в пласт карбонизированной воды:
1,4 — зерна породы, 2 — обычная вода, 3 — пленки нефти, 5 — карбонизированная воз,а, 6 — отрывающиеся от зерен породы пленки нефти
220
7 2 J 4 5 В 7 89
Рис. 120 Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой:
/ — вода; 2 — тяжелый остаток; 3 — область смешения СО2 и воды; -« — распределение концентрации СО2 в воде, 5 — оторочка СС>2, б — распределение концентрации СО2 в нефти (без тяжелого остатка), 7 — область смешения СО2 и нефти, « — нефть, 9 — связанная вода
Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т. е. вытеснение нефти оторочкой СС>2, проталкиваемой водой, имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжелого остатка нефти после экстракции из нее легких углеводородов. По сравнению с третьей разновидностью первая более универсальна и позволяет извлечь большее количество нефти из пластов. Ведь рассчитывать только на эффект отрыва пленок тяжелой нефти от зерен породы не всегда надежно: такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти. Заметим, что увеличению нефтеотдачи способствует также «разбухание» нефти при растворении в ней СО2.
Рассмотрим расчетную модель процесса вытеснения нефти из пласта оторочкой двуокиси углерода, которая может быть жидкой, газообразной или находиться в закритическом состоянии. Оторочка двуокиси углерода продвигается по пласту водой (рис. 120). В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать невытесняемыми водой. На границе х = х* происходит конвективная, в том числе разно-вязкостная, диффузия и образуется область смешения ССЬ с нефтью длиной 2К\. Однако в отличие от рассмотренного процесса вытеснения нефти полным ее растворителем в оторочку С02 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Количество этого остатка зависит от компонентного состава нефти и, конечно, может быть различным у различных нефтей. Эта величина определяется экспериментальным путем. Следует отметить, что
221
при вытеснении некоторых нефтей, содержащих смолы и ас-фальтены, сжиженным пропаном также может наблюдаться выпадение из нефти твердого остатка. Размер области смешения нефти и СС>2 описывается уравнением конвективной разновяз-костной диффузии (VI.6) и расчет ее длины A.\ = 2Ki производят по формуле (VI. 10).
Важнейшая цель расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, — определение необходимого размера оторочки.
Поэтому нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов — растворение в нефти — -уже указан и рассмотрен. Второй фактор заключается в растворении CU2 в контактирующей с ней воде, т. е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку СС>2. Как уже было сказано, СС>2 растворяется не только в нефти, но и в воде. Вязкость двуокиси углерода, как видно из графика (см. рис. 118), при одних и тех же пластовых давлении и температуре меньше вязкости воды, равной около 10~3 Па -с. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой CU2 в более вязкую нефть в области смешения •СО2 и нефти, на контакте вода — СО2, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в СО2 будет меньше. Однако конвективная диффузия СО2 в воду все же будет происходить. Поэтому примем, что на контакте вода — СО2 происходит односторонняя конвективная диффузия по направлению против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.
На границе х = хв (см. рис. 120) концентрация СО2 в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО2 в воде при данных пластовом давлении и температуре. На границе области смешения х=хв — ta удельная концентрация СО2 в воде с2 = 0.
При расчете размера области смешения СО2 и углеводородной части нефти введем, аналогично тому, как это сделано в предыдущем параграфе, подвижную координату gi=x — w\t, a для расчета области смешения воды и СО2 — подвижную координату \i = x — wzt, где wi — скорость движения координаты х*, где концентрация СО2 в нефти составляет 0,5, а ш2 — скорость движения кординаты х=хв.
Распределение концентрации двуокиси углерода в воде сч будем искать в виде
где 02 — концентрация двуокиси углерода в воде на границе
ее с углекислотой.
222
Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид
'
Имеем
^__L_/Jd_H^s.. " '
"Ж — 2V (^ Szj Л •
(VI. 16)
Подставляя выражения (VI. 16) в (VI. 15) и интегрируя левую и правую части уравнения (VI. 15) от Я2 до 0 по ?2, получим
Суммарный объем Уув двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится следующим образом:
о
Уув = bhmsaz \ с2 (?2, т) dr = -я,
= -|- bhma,sX2 = 1 ,0607Wimsa2 (D?01/2. (VI. 1 8)
где s — водонасыщенность в обводненной области пласта.
Пример VI 2 Прямолинейный пласт длиной /=500 м, шириной 6 = 250 м, общей толщиной Л0=15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом т)2=0,8. Пористость пласта т=0,25, вязкость насыщающей-пласт нефти jiH=4-10~3 Па-с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях НУ = 0,05- Ю-3 Па-с, насыщенность связанной водой sCB=0,05. Нефть содержит 20% по объему смол и асфальтенов При вытеснении нефти оторочкой СОг смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщенность (насыщенность смолами и асфальтенами) sH=0,l и, следовательно, водонасыщенность s = 0,9.
Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, составляет Требуется определить объем оторочки углекислоты VOT исходя из того-УСЛОВИЯ, что к моменту подхода к концу пласта *=/ середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. /Сш= = 0,1 м, Кя.^2,45-105 м/(Па-с).
Определим прежде всего скорость фильтрации в пласте. Имеем
40°
„ __ ... о тз — __ 1 -543 10-6 —
ИГ" 250-15-0,8 =°>1'3'3'3 сут — '.oW-lO" c .
Истинную скорость в области смешивания нефти и СО2 определяем по формуле
v 1,543-10-6 м
tti — --- ! - _ 7 9Р I I Л-6 -
т(\~ SHOCT— SCB) - 0,25(1 — 0,1 — 0,05) — ' >^1 ш с •
22»
Отсюда время t* подхода сечения с концентрацией с=0,5 к концу пласта определяется следующим образом:
/ 500 I
**=1Г=" 77261.10-е =6,886.10? с = 797 сут. ' '
Параметр
2,45-105.3,95-Ю-3
2
• = 484 М.
Коэффициент конвективной диффузии >? = 10-9 + 0, 1-7, 26-10-6=7, 271-10-' ма/с.
По второй асимптотике, т е. по формуле (VI.13), имеем 1 = (96.484-7,271-10-7-6,886-107)1/з = 132,5 м.
При уточнении по полной формуле получим Ai= 133 м.
Среднее количество СО2 в зоне смеси ее с нефтью определяем по формуле
-Дяост— SCB)A! 0,25 250.12-0,85.133 ,0,Q,n3i3
V ср - ~И О ^^ О ' - ' "
Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода:
Von=bhml = 0,25-250- 12- 500 = 375- 10» м3.
Учитывая незначительную растворимость СОз в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении |г=0 в воде будет растворяться 5% СО2 Следовательно, аг=0,05 Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t=t,, определим по формуле (VI. 18). Имеем
V>B = 1 ,0607.0,25-250- 12-0,9.0,05(7,271 • 10-7.6,886- 107)V2 = 253,3 м3.
Всего будет затрачен на оторочку объем СО2, равный Уу = 42 390 + 253, 3 = 42, 65- 10" м3.
По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4%.
§ 3. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ
При вытеснении нефти из пласта смешивающимся с ней веществом кардинально решается проблема полной ликвидации поверхности раздела между нефтью и веществом-вытеснителем, «исчезают» капиллярные силы, нефть растворяется в этом веществе, в результате чего можно полностью извлечь ее из области пласта, охваченной процессом вытеснения. Но нельзя ли при обычном заводнении каким-либо образом снизить поверхностное натяжение на границе нефти с водой в пористой среде, улучшить смачиваемость водой поверхностей зерен породы с тем, чтобы пленки лучше отмывались от пород и под воздействием потока воды перемещались к добывающим скважинам?
Оказывается, такая возможность в принципе имеется. Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), то можно существенно снизить поверхност-
224
ное натяжение на контакте нефть — вода и сделать поверхность зерен горных пород-коллекторов более смачиваемой водой, т. е. увеличить ее гидрофильность. Кроме того, если какая-то часть остаточной нефти в заводненной области пласта находится в виде глобул, застрявших в сужениях пористой среды, и под действием градиентов давления не может двигаться, то со снижением поверхностного натяжения эти глобулы будут легче деформировать поверхность и продвигаться через сужения пор.
Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов и т. д. Найти оптимальные условия применения какого-либо конкретного ПАВ или подобрать для заданных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ —- дело трудное.
Всем физико-химическим методам разработки нефтяных месторождений, включая вытеснение нефти водными растворами ПАВ, полимерное и мицеллярно-полимерное заводнение, сопутствует явление сорбции поверхностно-активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физико-химических методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому рассмотрим его подробно с количественной стороны прежде всего на примере вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ.
Уравнения фильтрации нефти и воды в пласте при вытеснении из него нефти водным раствором ПАВ остаются, по существу, такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой.
Если использовать модель непоршневого вытеснения, то и уравнения неразрывности фильтрующихся жидкостей и обобщенный закон фильтрации нефти и воды остаются теми же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой. Однако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются. На рис. 121 показаны кривые относительных проницаемо-стей kB(s) и &H(s), построенные по
w
0,8 -
0,8-
Puc 121 Кривые относительных проницае- п, мостей при вытеснении нефти обычной во- "' дой и водным раствором ПАВ:
Относительная проницаемость: / — &н для нефти Q2 при вытеснении ее обычной водой, 2 — ?Н1 для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ 3 — *в для обычной воды; 4 — ?В1 для водного Раствора ПАВ О
15 Ю П Желтое
225
данным вытеснения нефти обычной водой (сплошные линии) ц водным раствором ПАВ (пунктирные линии). Как видно из этого рисунка, при использовании водных растворов ПАВ кривая относительной проницаемости для нефти перемещается вправо по сравнению с кривой проницаемости при вытеснении нефти обычной водой.
Так как количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается, соответствующая величина s*i>s*.
Однако, чтобы построить математическую модель процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо помимо уравнений фильтрации нефти и воды использовать уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Получим это уравнение.
Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды, аналогичный элементу, показанному на рис. 108. В этот элемент через левую грань входит вместе с водой за время At количество ПАВ, равное ивЫгсА1 (с — удельная концентрация ПАВ в воде). За это же время через правую грань элемента пласта выходит количество ПАВ, равное
vsbhcA t -f bh -Щ~- Ах At .
В воде, насыщающей элемент пласта, за время At происходит приращение ПАВ, равное
bhm - Ax At.
На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется количество ПАВ, равное
bhm ~^~ AxAt,
где А — общее количество сорбировавшегося ПАВ.
На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим
bhvBcAt ~ (bhvscU — bh -^ AxAt =
= bhm -^L д^ + bh~ AxAt, (VI . 1 9)
Из (VI. 19) получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:
m^?)+ = 0. (VI.20)
Уравнение (VI. 20) можно представить в развернутом виде следующим образом:
дс .
226
Учитывая, что здесь стоящее в скобках выражение равно нулю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды,
получим
Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды, как это показано в гл. IV, вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:
Уравнение (VI. 21) можно переписать в виде
vf (s)-jr+™w+-W = Q- (У1-23>
Таким образом, можно считать, что уравнение (VI.22) служит для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (VI. 23) — для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить А в зависимости от концентрации ПАВ в воде.
Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта обычно применяют два вида изотерм сорбции — изотерму Лэнгмюра и изотерму Генри. Для первой из них
где а и b — коэффициенты, определяемые экспериментальным путем.
Вторую изотерму сорбции получаем из первой в том случае, если коэффициент b очень мал.
А = с/а. (VI. 25)
На рис. 122 показаны кривые зависимости А от с для указанных изотерм.
Подставив, например, (VI. 25) в (VI. 23), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ в следующем виде:
= 0. (VI.26)
Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (VI.22) и (VI.26).
Однако более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. В этом случае распреде-
15* 227
ление водонасыщенности, нефте-насыщенности и концентрации ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рис. 123. Как будет показано ниже, ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область О^лг^лгсор, где хсор— координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или «фронта сорбции». Область хсор^х^х* занята валом нефти, т. е. нефтью, дополнительно вытесненной из области Q^xs^Xcop под действием ПАВ. Область же х*^х^.хв занята
о
Рис. 122. Кривые зависимости Л от с для изотерм: / — Генри, 2 — Лэнгмюра
нефтью и водой, не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то что водный раствор ПАВ закачивают в рассматриваемый пласт с начала его разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в области О^дг^Жсор. На границе же х=хв нефть вытесняется обычной водой, которая очистилась от ПАВ в области О^л^лгсор. Фронт сорбции с координатой жсор «движется» слева направо со скоростью wc0p = dxcop/dt. Для определения скорости шсор используем уравнение (VI.21).
При поршневом вытеснении нефти скорость VB в уравнении (VI.21) постоянна.
Решение уравнения (VI.21) в данном случае можно представить в виде c_f т- 1-х_w t CVI 271
О--/1 \=/1 =--Л ШСОР1' \vi-^'f
Имеем
•?=/i'; Ж = -/>СОР.
Подставим (VI.28) в (VI. 21). В результате получим
(VI.29)
Функция fi в общем случае не равна нулю. Тогда должно быть равно нулю выражение, стоящее в квадратных скобках (VI.29). Из него получим
-^Н- =--Ц-. (VI. 30)
ms + —
Если ввести истинную скорость воды wB = vB/ms в области
Р, то avno ms
"сор __,
(VI.31)
,
т+ —
228
Из формулы (VI.31) следует, что при а—уоо, т. е. при отсутствии сорбции ПАВ на породе, wcop = ws, как и следовало ожидать. В этом случае ПАВ фильтруется вместе с водой и фронт сорбции совпадает с фронтом вытеснения. Если же а = 0, т. е. на породе сорбируется бесконечное количество ПАВ, то аусор=0, т. е. ПАВ не может продвигаться, оседая на породе у входа в пласт.
Согласно лабораторным экспериментальным данным, в 1 м3 породы пласта может сорбироваться 2—5 кг ПАВ. Если А = 2 кг/м3, то при начальной концентрации ПАВ в закачиваемой воде с = с0 = 0,5 кг/м3 согласно изотерме Генри 2 = 0,5/а. Отсюда а = 0,25 м3/м3.
Из формулы (VI.30), в данном случае при т = 0,2 и водона-сыщенности в области 0«:д;<л;сор s = 0,65, имеем
_3»Е- =-----!---^ = 0,242.
VB °>2-°.65 + 1)Ж
Если же вычислить отношение wcovjws по формуле (VI.31),
то получим
0,2-0,7
0,2.0,65 + -
• = 0,0339.
Следовательно, скорость фронта сорбции почти в 30 раз меньше истинной скорости движения воды в пористой среде.
Рассмотрим более подробно изменение размеров характерных областей прямолинейного пласта при вытеснении нефти из него водным раствором ПАВ (рис. 123). В области 1 водонасы-щенность равна sb в области 2 — s2, в области 3 — s3, а в области 4 S = SCB.
I/I//////////II/ft II/All/llllll
/LI
Рис. 123. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раство-
— область 1 (от л=0 до *=*сор); 2 — область 2 (xcof 229
Увеличение нефтенасыщенности в области 2 по сравнению с областью 1, т. е. образование нефтяного вала, связано с перемещением дополнительно вытесняемой нефти из области 1 в область 2. Поэтому из баланса нефти, согласно рис. 123, получим соотношение
\S1 'S2/ -''COP == (S3 52) ('''Я -^СОР/ИЛИ
(sx— s2) xcop = (s3— s2) x*. (VI. 32)
Для общего баланса воды в пласте, когда хв<1, имеем выражение
(S3 SCB) (Хв ^*)"1~(S2 SCB) \%* Xcop)l
(VI.33)
Из (VI.32) и (VI.33) получим 8-8св) -§-= При постоянном расходе закачиваемой в пласт воды (q = const) с помощью уравнения (VI. 34) определим положение фронта х& в любой момент времени, если хъ<,1. Положение фронта сорбции установим, как было сказано, по выражению (VI.31).
Чтобы найти положение границы нефтяного вала x* = x*(t) и водонасыщенности s2 в области 2, следует учитывать относительные проницаемости для нефти и воды.
Из формулы (VI. 32) получим соотношение скоростей wcop и w* = dx/dt:
U1 •
wt.=—L-
* с .
Скорость фильтрации воды vzi в области 2 выразим следующим образом:
yB2 = D— m(sl— SCB)WCOV; v = q/(bh). (VI. 36)
Поскольку и = 0в2+^н2 (^н2 — скорость фильтрации нефти в области 2), с учетом обобщенного закона Дарси имеем
(s2
_ B 2
ОТ (Sj — SCB)
сор
где йв(52), feH(s2) — относительные проницаемости соответственно для воды и нефти в области 2.
Определив s2 из соотношения (VI. 37), если заданы Si, SCB, &в(52) и kH(s2), и зная все необходимые величины, входящие в (VI. 35), найдем ш*. После интегрирования (VI. 35) получим зависимость х*=х*(^). Таким образом, все необходимые парамет-
230
Рис 124. Зависимость относительных проницаемостей k для нефти и воды и нефти и водного раствора ПАВ от водонасыщенности s. Отн-осительная 0,8 проницаемость:
;_для нефти при вытеснении ее водой, 2 — для нефти при вытеснении ее водным ,, с раствором ПАВ, 3 — для воды, 4 — для"'0 водного раствора ПАВ
0,2
f
ры, характеризующие процесс вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ, определены.
Пример VI3. Пусть из того же прямолинейного пласта длиной /= = 400 м, шириной 6 = 400 м и толщиной, охваченной процессом вытеснения, А=10 м вытесняется нефть водным раствором ПАВ. Вязкость нефти в пластовых условиях ц„ = 4-10~3 Па-с, вязкость воды |j,B=10-3 Па-с, пористость пласта m=0,2, sCB = 0,05. Параметр изотермы сорбции Генри а=0,25 м3/м3.
Относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором ПАВ, так и чистой водой линейно зависят от водонасыщенности (рис. 124), причем, согласно лабораторным экспериментальным данным, s, = 0,65; s., = 0,7.
Расход закачиваемой в пласт воды 9 = 500 м3/сут. Требуется определить время tt подхода к концу пласта (х = 1) передней границы нефтяного вала xf, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором ПАВ происходит поршневым образом.
Положим Si = s,, = 0,7; s3=s* = 0,65. Таким образом, конечная нефтеотдача при применении водного раствора ПАВ возрастает на 5% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении.
Определим скорость фильтрации воды v\ = v в области 1. Имеем
_q______500
ЪН
400-10
сут
м с
Отношение скорости фронта сорбции шсор к скорости фильтрации v установим по формуле (VI 30). Имеем
""сор
1
0, 25-0, 65
1
= 0,242.
Отсюда шсор = 0,1447-10-5-0,242 = 0,35-10-е м/с. Для левой части соотношения (VI 37)
Jbr/nfo— 5св)шсор
т (si —
) о<
<сор
0,1447-10-5—0,2-0,65-0,35-Ю-6 ' = 0,2-0,65-0,35-Ю-6 = 31 '49-
После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть IV 1.37), получим
4(s2 — 0,05) 0,7 —s2 '
231
Таким образом 4(s2 — 0,05) 0,7—s.
= 31,49.
Отсюда s2=0,627. Следовательно,
Тогда
t.
400
1.11ЫО
-0.35.10-= 1.HMO-" м/с.
-j- =4167 сут= 11,4 года.
За это время в пласт будет закачано 2,084-10б м3 водного раствора ПАВ При концентрации ПАВ в воде 0,5 кг на 1 м3 в пласт будет введено 1042 т ПАВ.
Следовательно, в соответствии с принятой схемой процесса вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ дополнительно извлекаемая нефть станет поступать на поверхность через 11,4 года после начала процесса.
§ 4. ПОЛИМЕРНОЕ И МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостен нефти и воды. Для уменьшения этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи используют водные растворы полимеров. В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, чаще всего применяют по-лиакриламид (ПАА). Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. Молекулярная масса полимеров порядка 106. В определенных условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях цепочка может быть свернутой в клубок или шар. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы «цепляются» за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах поверхности пород.
Фильтрация водного раствора полимеров происходит таким образом, что с увеличением градиента давления скорость его движения возрастает медленнее по
Рис. 125. Зависимость скоростей фильтрации воды и дила-тантной жидкости от grad p
232
сравнению со скоростью воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и притом с каждым приращением градиента давления она возрастает на все меньшую величину, называется д и-латантной. На рис. 125 наказана зависимость скорости фильтрации от градиента давления для обычной воды (кривая 1} и для водного раствора полимера (кривая 2). Формулу закона фильтрации водного раствора ПАА можно представить в виде „=>-- -A-(lgradpl)», л<1, (VI.38)
где Цвп — вязкость водного раствора, полимера.
Однако с учетом фактора сопротивления R эта формула имеет вид
(VI.39)
Такое представление закона фильтрации водного раствора полимера возникло в связи со следующим обстоятельством Если замерять вязкость водного раствора ПАА на вискозиметре, то она составит цВп. Если же прокачивать водный раствор ПАА через пористую среду, то перепад давления в такой среде возрастает более существенно, чем это следует из закона Дарси. Поэтому и учитывают фактор сопротивления R. Из (VI. 39) следует, что
= ?0(|gradp |)1-«. (VI.40)
Как уже было сказано, фильтрация водного раствора ПАА сопровождается его сорбцией пористой средой. При этом кривая сорбции, если концентрация ПАА в воде значительная, не соответствует изотерме Генри, а при незначительных концентрациях полимера можно с определенным приближением пользоваться такой изотермой.
Полиакриламид выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Обычно применяют следующую концентрацию ПАА в ьоде: по гелю 1 — 5%, по твердому полимеру (в виде гранул или порошка) 0,08 — 0,4%. Вследствие высокой сорбции ПАА доводят его концентрацию до значения, при котором вязкость водного раствора этого полимера составила бы |авп = 5 — 6 цв (MS — вязкость обычной воды). В этом случае фактор сопротивления R изменяется в пределах 5 — 10.
Считается, водный раствор ПАА целесообразно использовать для вытеснения нефти из пластов при ее вязкости Нн=(10— 30) -Ю-3 Па -с.
В результате сорбции ПАА пористой средой в процессе вытеснения нефти образуется фронт сорбции, как и в случае вытеснения нефти водными растворами ПАВ. Впереди фронта сорбции полиакриламида в пласте движется вода, практически очищенная от него. Картина вытеснения нефти из пласта вод-
233
ным раствором ПАА аналогична картине ее вытеснения ПАВ, показанной на рис 123, хотя механизмы вытеснения в этих двух процессах совершенно различны
Расчет вытеснения нефти водным раствором ПАА из прямолинейного пласта можно провести по методике, изложенной в предыдущем параграфе, используя соответствующие характеристики вытеснения, определенные экспериментально в лабораторных условиях
Водный раствор ПАА можно применять также для регулирования процесса вытеснения нефти водой, пользуясь тем, что этот раствор представляет собой дилатантную жидкость Для этого закачивают раствор ПАА в высокопроницаемые пропла-ски, снижают тем самым скорость движения по ним воды, повышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытеснения нефти водой из пропластков с более низкой проницаемостью
Среди физико-химических методов разработки нефтяных месторождений известен также метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путем закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА Этот метод получил название метода м и це л л я р н о-по л и м ер-ног о заводнения По такому методу при использовании сравнительно небольшого количества углеводорода — растворителя нефти, спирта, сульфонатов или иных ПАВ — на контакте нефть — комплексный раствор создают область полного смешивания нефти с таким раствором либо на нем резко (до 10 6 Н/м) снижают поверхностное натяжение По мере удаления от непосредственного контакта нефть — комплексный раствор в сторону водонагнетательных скважин доля воды в растворе должна увеличиваться до тех пор, пока он не превратится в чистую воду Таким образом, между нефтью и водой создается область с низким или нулевым поверхностным натяжением, т е область полного смешивания комплексного раствора и нефти При этом состав этого раствора изменяется от чистой воды до растворителя нефти
При достижении определенного соотношения воды, ПАВ, углеводородов и спирта в растворе образуются физико-химически связанные группы молекул — мицеллы Такой раствор называется мицеллярным
Однако эффективная вязкость мицеллярного раствора оказывается большей, чем вязкость исходных веществ, его составляющих Если вблизи линии нагнетания этот раствор переходит в воду, то получается, что последняя как менее вязкая жидкость должна вытеснять более вязкую жидкость — мицелляр-ный раствор В таком случае коэффициент вытеснения раствора снизится Поэтому для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера Такое воздействие на пласт называется м и це л л я р н о-по л и-мерным заводнением.
234
Известны различные составы мицеллярных растворов. Например, используют растворы такого состава (в %): 1) суль-фонаты— 6; поверхностно-активное вещество ОП-4—1,2; изо-пропиловый спирт—1,2; керосин —51,6; вода —40; 2) сульфо-нат_g, ПАВ—2, нефть или состав определенных жидких углеводородов — 30, вода — 60.
S5 ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Наиболее изучены и испытаны физико-химические методы разработки нефтяных месторождений с вытеснением нефти из пластов углеводородными растворителями, включая обогащенный углеводородный газ и природный газ при высоком давлении, а также двуокисью углерода.
Для вытеснения нефти используют газ, содержащий 65% метана и 35% этан-пропановых фракций, а также обогащенный газ (35% метана и 65% этан-пропановых фракций). Коэффициент конечной нефтеотдачи при вытеснении нефти составляет 60—70% и более.
Результаты работ по использованию вытеснения нефти из пластов обогащенным газом при высоком давлении указывают на возможность достижения конечной нефтеотдачи 70% и выше.
Необходимое условие достижения высокой нефтеотдачи заключается в обеспечении смешиваемости нефти и газа. Для этого нефть должна быть маловязкой, содержать незначительное количество смол и асфальтенов. Физико-геологические условия пласта должны быть такими, чтобы для вытеснения нефти можно было использовать природный или обогащенный газ при высоком пластовом давлении не ниже 20 МПа.
Важное обстоятельство — наличие вблизи месторождения, в пласты которого предполагается нагнетать газ, ресурсов природного или обогащенного газа. В качестве таких ресурсов могут служить, главным образом, близлежащие газоконденсат-ные месторождения, а также нефтяные залежи, содержащие жирный нефтяной газ.
Опыт разработки нефтяных месторождений с использованием двуокиси углерода для вытеснения нефти показывает, что в этом случае при благоприятных условиях нефтеотдача пластов по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении увеличивается на 10—15%. Наибольший эффект получают, если применяют оторочки СО2 в жидком, закритическом или даже в газообразном состоянии. Оторочки продвигаются по пласту под воздействием закачиваемой в него воды. Процесс вытеснения нефти СО2 следует применять преимущественно при разработке месторождений легких нефтей с незначительным содержанием тяжелых углеводородных компонентов, смол и асфальтенов, которые могут осаждаться в пористой среде при контакте нефти с двуокисью углерода и выделении из нее легких Фракций.
235
Одной из основных проблем, возникших при использовании растворителей и газа при высоком давлении, является недопущение преждевременных прорывов газа в добывающие скважины и возрастания в несколько раз газовых факторов скважин. Сильные прорывы газа способствуют снижению коэффициента охвата пластов воздействием, вследствие чего в определенных условиях с возрастанием коэффициента вытеснения конечная нефтеотдача по сравнению с нефтеотдачей при заводнении может снизиться.
В целях преодоления трудностей, связанных с указанной проблемой, следует стремиться нагнетать обычный или обогащенный газ при высоких давлениях в повышенные части структур, а если возможно, в их купола. В этом случае гравитационное разделение нефти и газа будет несколько препятствовать прорывам последнего в добывающие скважины и снижению коэффициента охвата пласта процессом.
Проблема развития методов разработки нефтяных месторождений с использованием закачки в пласты углеводородных растворителей, обогащенного газа и обычного газа при высоком давлении носит технико-экономический характер.
Она заключается в том, что при использовании указанных методов в пласт необходимо закачивать значительные количества ценных углеводородов, далеко не полностью извлекаемых из него во время вымывания углеводородной оторочки нагнетаемыми в пласт водой или газом. В начале развития методов извлечения нефти из пластов оторочками углеводородных растворителей предполагалось, что эти оторочки будут составлять всего 0,05—0,10 порового объема пластов. Однако в дальнейшем, главным образом в связи с учетом повышенной литологи-ческой неоднородности и трещиноватости пластов, сформировалось мнение о том, что размер оторочек растворителя в пластах со сравнительно пологим залеганием должен составлять 0,2—0,25 порового объема пласта. Отсюда, если иметь в виду крупномасштабное применение процессов вытеснения нефти из пластов углеводородными растворителями, потребуется закачка в пласты и оставление в них на долгие годы (и, может быть, навсегда) огромных количеств ценных углеводородов. Возникают вопросы: откуда брать эти углеводороды? Собирать их на газоконденсатных месторождениях, разбросанных по всей стране, и сосредоточивать на нескольких нефтяных месторождениях? Или получать в результате переработки нефти, оставляя для народного хозяйства только тяжелые фракции? Это не может быть оправдано с экономической точки зрения. Однако в благоприятных условиях, закачивая, например, обогащенный газ, получаемый из недалеко расположенных газоконденсатных месторождений, в купольную часть нефтяного месторождения, можно эффективно осуществлять процесс вытеснения нефти углеводородными растворителями.
Одно из направлений, повышающих целесообразность вы-
236
теснения нефти из пластов обогащенным газом или обычным газом при высоком давлении, — совместная закачка воды и газа (водогазовых смесей) ,в пласты.
Главная проблема существующих физико-химических методов повышения нефтеотдачи, основанных на использовании добавок к закачиваемой в пласты воде физико-химически активных примесей (ПАВ, полимеров и их смесей), заключается в преодолении отрицательного влияния на процессы извлечения нефти сорбции этих примесей пористой средой, а возможно, и остаточной нефтью.
Как было показано, сорбция приводит к существенно более медленному распространению в пласте активного вещества, вытеснению значительной части нефти очищенной от добавок водой и к резкому снижению эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Сорбция может приводить также к разрушению оторочек смесей физико-химически активных веществ.
Однако, несмотря на многие отрицательные явления, физико-химические методы повышения нефтеотдачи необходимо продолжать изучать, находить новые более эффективные композиции веществ, новые, более эффективные способы их применения для увеличения нефтеотдачи.
Эффективность же таких методов, как вытеснение нефти газом при высоком давлении и двуокисью углерода, подтверждена фактическими результатами, полученными на реальных месторождениях. Однако при использовании этих методов возник ряд технологических трудностей, связанных с транспортом С02 на значительные расстояния, коррозией оборудования, регенерацией СО2 из ее смеси с нефтью и нефтяными газами и др.
Дальнейшие исследования в области физико-химических методов повышения нефтеотдачи и тщательный анализ опытно-промышленных работ помогут более точно определить эффективность этих методов.
Контрольные вопросы
1. Выведите соотношение, служащее для определения длины зоны смеси при вытеснении из пласта нефти смешивающимся с ней веществом.
2. При каких давлениях и составах нефти и втесняющего ее газа возможно образование в пласте области полного смешивания нефти и газа? Расскажите об этом с помощью треугольной диаграммы Гиббса.
3. Объясните суть механизма и технологических методов воздействия на пласт путем закачки в него двуокиси углерода.
4. Выведите формулу, доказывающую отставание фронта сорбции от фронта вытеснения при закачке в пласт водных растворов ПАВ или полимеров.
5 Объясните суть механизма и технологии мицеллярно-полимерного заводнения нефтяных пластов.

На главную страницу