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.

СО₂ — 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 СО₂ 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. VIII.2. 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 ^OС, а давление р = 0,50 МПа.

Рис. VIII.2 Фазовая диаграмма в координатах давления р – температура t для углекислого газа: Т – тройная точка; С – критическая точка

В табл. VIII.1 приведены данные, характеризующие свой­ства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).

Таблица VIII.1 - Свойства углекислого газа в точках росы (линия ТС на рис. VIII.2)

Температура t, °C	Давление р, МПа	Плотность р, кг/м^3	Коэффициент летучести g
жидкости	газа
	5,73			0,178
	5,86			0,174
	6,0			0,170
	6,14			0,167
	6,29			0,163
	6,44			0,160
	6,58			0,156
	6,74			0,152
	6,89			0,148
	7,05			0,145
	7,21			0,142
31,05 *	7,38		0,139
* Критическая точка

На рис. VIII.3 представлены линии равной плотности угле­кислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность двуокиси углерода в пластовых усло­виях сопоставима с плотностью нефти.

Рис.VIII.3 – Линии равной плотности двуокиси углерода на диаграмме фазовых состояний (шифр кривых – плотность углекислого газа в кг/м³)

Рис.VIII.4 – Зависимость вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах

На рис. VIII.4 приведены зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах. Видим, что вязкость СО₂ в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные поверхностного на­тяжения двуокиси углерода для некоторых значений темпе­ратур.

Температура, °С -52 0,0 +20 +25

Поверхностное натяжение s, мН/м 16,54 4,62 1,37 0,59

Растворимость СО₂ в воде с увеличением давления возра­стает (рис. VIII.5). Массовая доля его не превышает 6 %. С повышением температуры до 80 °С и минерализации воды растворимость СО₂ уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает (при t=20°C и р=11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПа×с).

Рис VIII.5. Раство­римость СО₂ в воде в зависимости от давления и темпера­туры (шифр кри­вых — давление на­сыщения воды дву­окисью углерода)

Растворимость воды в газообразной двуокиси углерода по­казана на рис. VIII.6. Для перехода от молярных долей к мас­совым на рис. VIII.7 дана диаграмма связи этих величин си­стемы вода — двуокись углерода.

Рис. VIII.6. Растворимость воды в газообразной дву­окиси углерода

Рис. VIII 1.7. Связь моляр­ных и массовых долей си­стемы H₂O—СО₂ 1 - доля CO₂ в жидкой фазе; 2 — доля Н₂О в газовой фазе

Растворимость углекислого газа в нефтях (см. рис. III. 13) является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной массы угле­водородов растворимость СО₂ в них возрастает. С очень лег­кими нефтями СО₂ 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

, (VIII.4)

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

На рис. VIII.8 приведена диаграмма растворимости дву­окиси углерода в дегазированной нефти с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости от давления насыщения и температуры.

Рис VIII.8 Растворимость двуокиси углерода в нефти с харак­теристическим фактором Ф=11,7 в зависимости от давления и температуры

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

(VIII.5)

Здесь F₁= 1,646×10^-3(11,7—Ф) (t—40),

F₂=0,995+1,666×10^-2(Ф—11,5).

N_ф, N_11.7 — молярные доли двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором Ф и 11,7 соответственно; t — пласто­вая температура, °С; р — 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 , (VIII 1.6)

где m - 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 СО₂ 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 СО₂ (экстрагируются двуо­кисью углерода) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой под­вижностью и смешиванием с нефтью смесей СО₂ с легкими уг­леводородами.

Рис. VIII.9 Номограмма для определения критических давле­ний смесей двуокиси углерода с различными нефтями в за­висимости от температуры и молекулярной массы нефти (со­ставлена И.И.Дунюшкиным и А.Ю.Намиотом)

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. VIII.9 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 СО₂ и вследствие возра­стания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим уве­личением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рис. VIII.10 приведены графики, характе­ризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях дву­окиси углерода на их вязкость.

Рис. VIII.10. Зависимость вязкости нефтей от давления насыщения их двуокисью углерода

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

(VШ.7)

где — безразмерная вязкость, численно равная (при тем­пературе процесса) вязкости исходной нефти (в мПа×с), в которой растворяется двуокись углерода; A(q) и d(q) - эмпири­ческие коэффициенты, определяемые по формулам

(VIII.8)

Здесь q' — массовая доля двуокиси углерода в нефти.

На рис. VIII.11 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 (М_н/r_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 СО₂.

Под воздействием СО₂ 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.

Рис. VIII.11. Зависимость относительного объема нефти (отношения объемов нефти, насыщенной двуокисью углерода, и того же количества дегазирован­ной нефти) от молярной доли растворенной в ней двуокиси углерода

Промышленные опыты по закачке в пласт СО2 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.

Для совершенствования процесса необходимы дальнейшие исследования процесса, изменения физических и физико-хими­ческих свойств пластовой системы и закономерностей фазовых превращений углеводородов при введении углекислого газа в пласт различных залежей, вопросов борьбы с коррозией обо­рудования.

В заключение следует отметить, что углекислый газ в неф­тепромысловом деле применяется также для охлаждения за­боев скважин (используется СО₂ в твердом виде) с целью по­вышения эффективности кислотных обработок. Холодная соля­ная кислота способна проникать в карбонатный пласт в уда­ленные от забоя скважин зоны, сохраняя свою активность. Кроме того, само добавление СО₂ в соляную кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедле­ния скорости реакции.

Дата добавления: 2014-11-07