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, μу= 0,0137∙10-3 Па∙с, а плотность ρу = 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 μу 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 = хв (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= хв – 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=хв.

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 Vув 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 μу 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