Лекция №13. Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода

К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода СО₂, которую используют в качестве агента, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники СО₂ — 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 273,2К — газ. На рис. 1 показана рТ - диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что критическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая температура 304,15К. 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—350К при давлении 10— 20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в закритическом состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество находится в газовом состоянии, μ_у= 0,0137∙10^-3 Па∙с, а плотность ρ_у = 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.

 

Рис.1. рТ – диаграмма для СО₂

 

На рис. 2 показаны кривая зависимости вязкости углекислоты от давления при различных температурах. При давлении выше 10 МПа и температуре 300—310К происходит полное 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.

 

Рис.2. Кривая зависимости вязкости двуокиси углерода μ_у от давления при различных температурах: 1 - при Т = 303,2К; 2 - при Т = 333,2К

 

Для достижения полной смешиваемости СО₂ с углеводородами нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360К 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 300-310К 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 следует 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 СО₂ 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 CO₂, 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.3,а показаны пленки тяжелой нефти, остающиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рис3,б видно, как пленки этой нефти отделяются от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.

 

Рис.3. Схема отрыва пленок нефти от породы при закачке в пласт карбонизированной воды: 1,4 - зерна породы, 2 - обычная вода, 3 - пленки нефти, 5 - карбонизированная вода, 6 - отрывающиеся от зерен породы пленки нефти.

 

Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода первая, т. е. вытеснение нефти оторочкой СО₂, 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. 4).

 

Рис.4. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой:
1 — вода; 2 — тяжелый остаток; 3 — область смешения СО₂ и воды;

4 — распределение концентрации СО₂ в воде; 5 — оторочка СО₂;

6 — распределение концентрации СО₂ в нефти (без тяжелого остатка);

7 — область смешения СО₂ и нефти, 8 — нефть; 9 — связанная вода

 

В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать невытесняемыми водой. На границе х = х* происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения СО₂ с нефтью длиной 2λ₁. Однако в отличие от рассмотренного процесса вытеснения нефти полным ее растворителем в оторочку СО₂ 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 при вытеснении некоторых нефтей, содержащих смолы и асфальтены, сжиженным пропаном также может наблюдаться выпадение из нефти твердого остатка. Размер области смешения нефти и СО₂ описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии и расчет ее длины Л = 2λ₁ производят по формуле

(1)

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 CО₂ в контактирующей с ней воде, т. е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку CО₂. Как уже было сказано, CО₂ растворяется не только в нефти, но и в воде. Вязкость двуокиси углерода, как видно из графика (см. рис. 2), 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 CО₂ в более вязкую нефть в области смешения CО₂ и нефти, на контакте вода — CО₂, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в CО₂ будет меньше. Однако конвективная диффузия CО₂ в воду все же будет происходить. Поэтому примем, что на контакте вода — CО₂ происходит односторонняя конвективная диффузия по направлению против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.

На границе х = х_в (см. рис.4) концентрация СО₂ в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО₂ в воде при данных пластовом давлении и температуре. На границе области смешения х= х_в – λ₂ 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 ξ₁ = х — ω₁t, a для расчета области смешения воды и СО₂ — подвижную координату ξ₂ = х — ω₂t, где ω₁ — скорость движения координаты х_*, где концентрация СО₂ в нефти составляет 0,5, а ω₂ — скорость движения координаты х=х_в.

Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с₂ будем искать в виде

, (2)

где - концентрация двуокиси углерода в воде на границе
ее с углекислотой.

Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид

(3)

Имеем

(4)

 

Подставляя выражения (4) в (3) и интегрируя левую и правую части уравнения (3) от до 0 по ξ₂, получим

. (5)

Суммарный объем V_ув двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится следующим образом:

(6)

где s — водонасыщенность в обводненной области пласта.

Литература: основная 1[218-223]; дополнительная 5[138-147]

Контрольные вопросы

1. Свойство двуокиси углерода

2. Кривая зависимости вязкости двуокиси углерода μ_у от давления при различных температурах

3. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода

4. Разновидности технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в них двуокиси углерода