Извлечение нефти газом высокого давления

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

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

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

Рис. VIII.22. Диаграмма физи­ческого состояния углеводород­ных систем при заданных температуре и давлении 1 — кривая раздела фаз; 2 — свя­зывающая линия; 3 — двухфазная область; 4 и 7 — кривые составов насыщенного пара в контактирую­щей с ним жидкости; 5 — газ; 6 — нефть; 8 — состав смеси, находя­щейся при данном давлении и температуре в критической точке; 9 — критические составы, смеши­вающиеся с нефтью; 10 — критиче­ские составы, смешивающиеся с газом

При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений, которые встречаются в процессе вытес­нения нефти газом, пользуются диаграммами (рис. VIII.22) физического состояния углеводородной системы, при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонен­тов — любая точка в пределах диаграммы характеризует со­став углеводородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов: метана С₁, углеводородов от этана С₂ до гексана С₆ и гептана С₇. Вершины треугольников соот­ветствуют 100 %-ному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Сплошная линия 1 (в виде петли) на диаграмме является кривой раздела фаз. Она ограничивает двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится к жидкой фазе, а верхний — к газовой. Они соединяются в точке 8, которая характеризует со­став смеси с критическими давлением и температурой. Линия 2 (связывающая линия) оканчивается в точках на кривой со­става насыщенного пара и насыщенной газом нефти, которые находятся в равновесном состоянии при данных температуре и давлении, для которых составлена диаграмма.

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

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

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (С₂—С₆). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться как в критических, так и некритических условиях. Диаграммы физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении позволяют проследить за детальными различиями между упомянутыми видами газового воздействия на пласт, например, за различиями между процессами перехода нефти в газоконденсатное состояние и закачкой газа под высо­ким давлением с частичным переводом компонентов нефти в га­зовую фазу. В качестве примера рассмотрим изменение свойств нефтяных смесей в процессе вытеснения нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого могут конденсироваться в пла­стовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникнове­нием условий критического вытеснения. При критическом вы­теснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в об­ласти выше критической (рис. VIII.23). В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100 %.

Рис, VIII.23. Схема образова­ния критических условий вы­теснения нефти при нагнета­нии в пласт газов, богатых тяжелыми компонентами 1-1, 2-2, 3-3 — пути перехода смеси из одного состояния в дру­гое при взаимодействии нагнетаемого газа с нефтью

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

Такой процесс в практических условиях возможен лишь при высоких давлениях. На рис. VIII.24 приведена диаграмма трой­ной системы метан—н-бутан—декан при температуре 71 °С и различных давлениях. Как следует из этого рисунка, возникно­вение взаиморастворимой переходной зоны возможно в рассматриваемой системе только при давлениях выше 14 МПа. Если считать, что декан моделирует нефть, а смесь метана с н-бутаном — обогащенный сжатый газ, то взаиморастворимое вытес­нение будет при пластовом давлении p_пл=14,06 МПа и t=71 °С, т. е. когда массовая доля н-бутана в метане превысит 25 % (точка E₁). С увеличением пластового давления эти усло­вия достигаются при меньших концентрациях н-бутана в метане (при давлении вытеснения 28,1 МПа молярная доля н-бутана в газе может быть уменьшена до 7 % (точка Е₂).

Рис. VIII.24. Диаграмма тройной системы метан — н-бутан — декан при тем­пературе 71 °С: C₁ и С₂ — критические точки; C₁E₁ и С₂E₂ — отрезки, характеризующие предельные со­ставы газа, при которых возможно образование переходной зоны, взаиморастворимой с нефтью и вытесняющим газом, при давлениях вытеснения соответственно 14,06 и 28,1 МПа

Сложность состава нефтей и сложность процесса вытесне­ния их газом затрудняет разработку расчетных методов опреде­ления условий смешивания различных нефтей и газов. Пред­ложены приближенные способы определения условий их смеши­вания, которые можно использовать лишь для ориентировочных расчетов. Бенхем, Дауден и Кунцман предложили прибли­женный метод оценки минимально необходимой концентрации в газе компонентов этан+высшие, при которой обеспечивается критическое вытеснение нефти. Их метод основан на предполо­жении о параллельности касательной АВ на рис. VIII.25 к гра­ничной кривой в критической точке стороне треугольника C₁—С₇₊. Тогда концентрация компонентов С₂—С₆ в системе, на­ходящейся в критическом состоянии, и в нагнетаемом газе А, в котором содержится минимальное количество компонентов C₂—С₆, необходимое для воспроизведения критического вытес­нения нефти, будут равны. Это означает, что если установить состав условно тройной системы, для которой давление вытес­нения и пластовая температура критические, то при этом опре­деляется и состав газа (т. е. минимальное содержание в нем промежуточных). Трудность выбора минимально необходимой концентрации гомологов метана в нагнетаемом газе, таким об­разом, заключается в том, что касательная АВ, как правило, не параллельна стороне C₁—C₇₊ и, кроме того, для определения критических параметров таких сложных смесей, как нефть-газ, пока нет достаточно надежных методов. В этой области необходимы дальнейшие изыскания.

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

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Амикс Д., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяногй пласта. Перевод с англ. М., Гостоптехиздат, 1962.

2. Борисов Ю. П., Рябшина 3. К., Воинов В. В. Особенности проекти­рования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Недра, 1976.

3. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. М., Недра, 1971.

4. Гиматудинов Ш. К., Дунюшкин И. И., Нагорный Л. А. Практикум по физике нефтяного пласта. М., изд. МИНХ и ГП, 1978.

5. Гольдштейн М. Н. Механические свойства грунтов. М., Госстройиз-дат, 197L

6. Гужов А. И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. М., Недра, 197о.

7. Гуревич Г. Р., Ширковский А. И. Аналитические методы исследования: парожидкостного состояния природных углеводородных газов. М изд ВНИИОЭНГ, 1975.

8. Гуревич Г. Р., Ширковский А. И. Методы исследования фазового поведения природных углеводородных смесей. М., изд. ВИНИТИ, 1978.

9. Девликамов В. В., Хабибуллин 3. А., Кабиров Н. М. Аномальные нефти. М., Недра, 1975.

10. Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств кол­лекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

11. Желтое Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М., Недра, -1975.

12. Забродин П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М., Недра, 1968.

13. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., Недра, 1977.

14. Мархасин И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта М. Недра, 1977.

15. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Перевод с англ. М., Гостоптехиздат, 1953.

16. Применение полимеров в добыче нефти/ Г. И. Григоращенкэ, Ю. В. Зайцев, В. В. Кукин и др. М., Недра, 1978, 204 с.

17. Применение углекислого газ.д в добыче нефти. М., Недра, 1977.

18. Радченко И. В. Молекулярная физика. М., Наука, 1965.

19. Рекомендации по автоматизации выбора констант равновесия угле­водородных систем на ЭЦВМ. Таблицы констант равновесия. М., изд. ВНИИГаз, 1972.

20. Ржевский В. В., Новик Г. Я. Основы физики горных пород. М., Недра, 1978.

21. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. М., Химия, 1971.

22. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа, /Д. Катц, Д. Корнелл, Р. Кобаяши и др. Перевод с англ. М., Недра, 1965,

452 с.

23. Сумм Б. Д., Горюнов Ю. В. Физико-химические основы смачивания и растекания. М., Химия, 1976.

24. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М, Недра, 1969.

25. Bergman D. P., Tek М., Katz D. L. Retrograde Condensation in Natu­rae Gas Pipelines, Project PR—26—69 of the Pipeline Researh Committee, AGA of the University of Michigan, 1975, 498 p.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие 1

Глава I Физические свойства горных пород—коллекторов нефти и газа 1

§ 1. Типы пород-коллекторов.................. 1

§ 2. Гранулометрический (механический) состав пород....... 2

§ 3. Пористость горных пород............ 4

§ 4. Методы измерения пористости горных пород......... 5

§ 5. Проницаемость горных пород............... 6

§ 6. Фазовая и относительная проницаемости горных пород.... 8

§ 7. Зависимость проницаемости от пористости и размера пор..... 12

§ 8. Распределение пор по размерам.............. 14

§ 9. Лабораторные методы определения проницаемости пород.... 16

§ 10. Удельная поверхность горных пород........... 18

§ 11. Методы определения удельной поверхности горных пород 20

§ 12. Неоднородность коллекторских свойств пород. Статистические ме­тоды ее отображения.................

§ 13. Коллекторские свойства трещиноватых пород........ 22

Глава II Физико-механические и тепловые свойства горных пород 28

§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве.. 29

§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок.... 32

§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород... 35

§ 4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и

эксплуатации нефтяных и газовых месторождений..... 38

§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород..... 41

§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства.... 43

§ 7. Тепловые свойства горных пород.............. 45

Глава III Состав и физические свойства природных газов и нефтей 48

§ 1. Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи 48

§ 2. Состав и классификация нефтей.............. 49

§ 3. Состав и классификация природных газов........... 51

§ 4. Газовые смеси.................... 53

§ 5. Жидкие смеси.... 56

§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов....... 56

§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводо­родного конденсата..................: 61

§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов........ 62

§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов. 64

§ 10. Упругость насыщенных паров............ 67

§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде........... 68

§ 12. Давление насыщения нефти газом............. 73

§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент......... 75

§ 14. Плотность пластовой нефти................ 77

§ 15. Вязкость пластовой нефти................ 77

§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей... 78

§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей..... 85

§ 18. Фотоколориметрия нефти................ 90

Г лава IV Фазовые состояния углеводородных систем 91

§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов......... 91

§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонент­ных углеводородных смесей....:........... 99

§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов....... 102

§ 4. Фазовое состояние системы нефть—газ при различных давлениях и температурах........ 104

§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей........ 106

§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лаборатор­ного изучения свойств газоконденсатных смесей........ 109

§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей....... 114

Глава V Пластовые воды и их физические свойства 124

§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых кол­лекторах 124

§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах 126

§ 3. Состояние переходных зон нефть—вода, нефть—газ и вода—газ.. 131

§ 4. Физические свойства пластовых вод........... 133

§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков из попутно до­бываемой воды................. 134

Глава VI Молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода 138

§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде 138

§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры................. 138

§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания. 141

§4. Кинетический гистерезис смачивания... 145

§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей. 146

§ 6. Измерение углов смачивания.... 147

ГлаваVII Физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред 150

§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи... 150

§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. При­чины нарушения закона Дарси........ 152

§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах....... 153

§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде 155

§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом..... 157

§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи 158

§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пори­стых сред 163

§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зави­симости нефтеотдачи от различных факторов......... 165

§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой.. 167

§. 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений.. 168

Глава VIII Повышение нефте- и газоотдачи пластов 171

§ 1. Методы увеличения извлекаемых запасов нефти... 171

§ 2. ЩМоющие и нефтевытесняющие свойства вод 172

§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами 175

§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов 177

§ 5.Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров.. 183

§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение....... 186

§ 7. Мицеллярные растворы............. 188

§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи 190

§ 9 Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом 195

§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления 198

Дата добавления: 2014-11-07