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.

CO₂ — 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 3.4. 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 °С, а давление р=0,50 МПа.

Растворимость СО₂ в воде с увеличением давления возра­стает. 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°С и р=11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПас).

Растворимость углекислого газа в нефтях 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

где r²⁰₄ - отношение плотности нефти при (t=20°С к плотности воды при t=4°C и нормальном давлении; M – молекулярная масса дегазированной нефти.

На рис. 3.5. приведена диаграмма растворимости двуокиси углерода, в дегазированной нефти, с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости от давления насыщения и температуры.

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

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

где m - безразмерная вязкость, численно равная вязкости дегазированной нефти в мПас 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 перового пространства углеводородами, что ве­дет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте двуокиси углерода с нефтью легкие ком­поненты последней растворяются в CO₂ (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. 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. 3.6 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 перового пространства углеводородными смесями.

На рис. 3.7. приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях двуокиси углерода на их вязкость. Вязкость нефти (в мПас), насыщенной двуокисью углерода, можно определить по формуле

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

Здесь — массовая доля двуокиси углерода в нефти.

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.

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 CO₂ 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.