Вытеснение углекислотой

Исследования по применению СО₂ были начаты в начале 50-х годов. С.Л. Закс для перевода пленочной нефти в газовое состояние предложил в истощенные пласты нагнетать углекислоту.

Механизм явления процесса.

При температуре выше 31⁰С СО₂ находится в газообразном состоянии при любом давлении. При давлении меньшем 7,2 МПа СО₂ из жидкого состояния переходит в газообразное.

Двуокись углерода растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. В пластовых условиях в воде растворимость СО₂ находится в пределах от 30 до 60 м³/м³. С ростом минерализации растворимость СО₂ в ней снижается. При растворении СО₂ в воде угольная кислота растворяет некоторые виды цемента и породы пласта, что повышает проницаемость коллектора. По лабораторным исследованиям БашНИПИнефть проницаемость песчаников увеличивается при этом на 5-15 %, а доломитов на 6-75 %. В присутствии СО₂ снижается набухаемость глинистых частиц

Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким.

Присутствие в воде СО₂ способствует размыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы. Вследствие этого капли нефти свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

При давлениях выше давления полной смесимости СО₂ и нефть будут образовывать однофазную смесь. Давление полной смесимости может изменяться от 8 до 30 МПа, в зависимости от вязкости нефти - для легких маловязких нефтей давление смесимости меньше, для тяжелых высоковязких - больше. Давление смесимости СО₂ и нефти зависит от давления насыщения нефти газом. С увеличением давления насыщения от 5 до 9 МПа давление смесимости повышается от 8 до 12 МПа. Содержание метана или азота в СО₂ повышает давление смесимости. Например содержание в СО₂ 10-15 % метана или азота повышает давление смесимости более чем на 50 %. И наоборот, добавление к углекислому газу этана или других углеводородных газов с высокой молекулярной массой снижает давление смесимости. Повышение температуры от 50 до 100⁰С увеличивает давление смесимости на 5-6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости СО₂ лишь частично смешивается со многими нефтями при реальных пластовых давлениях. Однако в пластах СО₂, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует углеводороды, обогащаясь ими. Это повышает смесимость СО₂ , и по мере продвижения фронта, вытеснение становится смешивающимся. Так, для смешивающегося вытеснения легкой нефти СО₂ достаточно давления 9-10 МПа, в то время как при вытеснении углеводородным газом требуется 27-30 МПа.

При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается. Например, при начальной вязкости нефти 1000-9000 мПа с, вязкость уменьшается до 15-160 мПа*с; а при начальной вязкости нефти 1-9 мПа*с - до 0,5-0,9 мПа*с. Таким образом, вязкость нефти снижается очень сильно при растворении в ней СО₂, т.е. не менее, чем под действием теплоты.

Увеличение плотности нефти при растворении в ней СО₂ не превышает 10-15 %, что связано со значительным расширением объема нефти. Объем нефти увеличивается в 1,5-1,7 раз. Объемное расширение зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. Чем больше в нефти содержание легких углеводородов (С₃-С₇), тем больше ее объемное расширение. Объемное расширение нефти вызывает искусственное увеличение нефтенасыщенного объема порового пространства коллектора. В результате давление в порах повышается, вследствие чего дополнительно вытесняется часть остаточной неподвижной нефти.

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО₂ и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из нефти в СО₂, а при низкой температуре механизм больше соответствует конденсации, адсорбции СО₂ в нефть.

При давлениях, меньших давления смесимости смесь СО₂ разделяется на составные фазы: газ СО₂ с содержанием легких фракций нефти и нефть без легких фракций. Из нефти могут выпадать парафины, асфальтены в виде твердого осадка. При этом оставшаяся нефть утяжеляется, уменьшаются ее объем и растворимость в ней СО₂, увеличиваются плотность и вязкость.

(Фазовые проницаемости для нефти увеличиваются до 2,2 раза). Коэффициент вытеснения СО₂ достигает 0.95, но применение при температуре в пласте выше критической (31⁰С) СО₂ переходит в газообразное состояние, которое сопровождается снижением коэффициента охвата на 5-15 % поэтому увеличение КНО может составить лишь 7-12% [18].

Технология воздействия и область применения.

Технология воздействия, при котором СО₂ будет наиболее эффективно вытеснять нефть предусматривает создание в пластовых условиях давление смесимости. При пластовом давлении, выше давления полной смесимости двуокись углерода будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). Другим условием является чистота закачиваемого СО₂ (99,8-99,9 %), который имеет минимальное давление смесимости.

Применение метода желательно на месторождениях, где реализуется активная система разработки (н-р площадная).

Условиями неэффективного применения являются высокая минерализация пластовой воды (особенно наличие солей кальция), высокое содержание в нефти АСВ, высокая обводненность продукции.

Учитывая сложность в транспортировке СО₂ , обеспечения специальным перекачивающим насосным оборудованием а также требования охраны окружающей среды проектирование разработки следует ориентировать на поставки СО₂ от расположенных вблизи к месторождению залежей природного источника двуокиси углерода или производителей углекислоты.[13]

К самым сложным проблемам относится коррозия нагнетательных и добывающих скважин, необходимость утилизации СО₂ (удаления из добываемых углеводородных газов).

Вследствие большой разницы вязкостей и плотностей СО₂ и нефти возможны быстрые прорывы СО₂ к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением, поэтому применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением. Технология вытеснения нефти СО₂ в пласте реализуется в основном в трех модификациях:

- закачка карбонизированной воды,

- закачка оторочки СО₂,

- чередующейся закачки оторочек CO₂.

Заводнение карбонизированной водой. Подача СО₂ осуществляется закачкой воды, содержащей СО₂, от 3-5 % до 20 %. В пласте СО₂ переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем, подвижность, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО₂ в воде значительно отстает от фронта вытеснения - от 2 до 8 раз, т.е. путь, пройденный фронтом вытеснения нефти водой, в 2-8 раз больше пути, пройденного начальной концентрации СО₂ в воде.

Лабораторные эксперименты и численные расчеты, проведенные в БашНИПИнефти, показывают, что коэффициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается всего на 10-15 % при нагнетании в пласты 5-6 поровых объемов.

Закачка оторочки СО₂. Отставания фронта СО₂ от фронта вытеснения нефти водой можно избежать или значительно уменьшить, нагнетая в пласт чистую СО₂ в виде оторочки 10-30 % от объема пор, продвигаемую затем водой.

При вытеснении оторочкой СО₂ нефтеотдача очень сильно зависит от условий для гравитационного разделения. При большой вертикальной проницаемости нефтеотдача может быть в 2-2,5 раза меньше, чем при нулевой проницаемости по толщине пласта.

Вытеснение чередующимся оторочками СО₂ и воды. Эффективность этого процесса в большей мере зависит от соотношения размеров порций СО₂ и воды. Решающим фактором при выборе отношения объемов закачки СО₂ и воды - недопущение прорыва СО₂ к добывающим скважинам. Обычно это соотношение находится в пределах 0,25-1.

Размеры оторочек СО₂ и воды могут составлять до 10-20 % от объема пор при полной смесимости СО₂ и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточно однородного пласта. В случае слабой смесимости СО₂ и нефти (тяжелые нефти, низкое давление), а также при высокой неоднородности пласта и повышении вязкости нефти, порции СО₂ и воды должны быть малыми при чередующейся закачке.

Для маловязкой нефти и слабой неоднородности пласта СО₂ целесообразно применять с начала разработки. В неоднородных пластах и высокой вязкости нефти закачка СО₂ применяется на поздней стадии разработки. Этот эффект объясняется различной растворимостью СО₂ в нефти и в воде.

В БашНИПИнефти проведены эксперименты применительно к условиям девонских пластов Сергеевского месторождения. Технология вытеснения нефти оторочками предусматривает чередование порций СО₂ с порциями водогазовой смеси (вода с попутным нефтяным газом - 25-50% к объему СО₂), позволяет достигнуть снижения остаточной нефтенасыщенности до 1.3-1.8%, в условиях несмешивающегося вытеснения, низкой остаточной нефтенасыщенности пластов и неоднократного воздействия.

Снижение вязкости нефти и несущественное увеличение вязкости воды при растворении в них СО₂ (на 15-20 %) не всегда могут компенсировать отрицательное действие гравитационных сил и высокой подвижности СО₂ в пласте, если она не смешивается с нефтью. Поэтому охват неоднородных пластов процессом вытеснения СО₂ при неполной смесимости с водой может быть на 5-15 % меньше, чем при заводнении. Поэтому, кроме сочетания метода с заводнением, предлагается его сочетать с закачкой раствора полимера, силиката натрия и др., повышающих охват вытеснением неоднородных пластов.

Промышленные испытания.

На Александровской площади Туймазинского месторождения был выбран участок для проведения промыслового эксперимента, закачка карбонизированной воды велась в скважину № 900, ранее эксплуатирующую пласт CI^2H. Участок включал также две добывающие скважины № 743 и 859. Балансовые запасы участка равны 174,5 тыс.т, объем пор 258,8 тыс. м³, площадь 14,2 га, пористость 22 %, проницаемость 0,49*10^-12 м², вязкость нефти в пластовых условиях 14 мПа*с, среднее расстояние от нагнетательной скважины до эксплуатационных 276 м. К началу 1975 г. в скважину №900 было закачано 299,3 тыс. м³ карбонизированной воды с концентрацией СО₂ 1,5 %. Израсходовано 4400 кг углекислоты. Компенсация отбора закачкой составила 89,5 %.

Результаты закачки СО₂ привели к увеличению коэффициента приемистости скважины № 900 на 30 %, работающей толщины с 2,6 до 4,4 м, охвата пласта заводнением.

По данным БашНИПИнефть дополнительная добыча за 7 лет составила 25,6 тыс.т, а в расчете на 1 т закачанной СО₂ - 5,8 т.

Обводненность добываемой продукции возросла с 87 до 91,6 %, вместе с жидкостью извлечено 6,4 % СО₂ от закачанного объема.

По результатам химических анализов нефти, газа и воды из эксплуатационных скважин получены выводы:

- содержание АСПО в нефти снижается;

- увеличивается содержание бикарбонатных ионов (HCO₃) до 10 раз, связанное с растворением карбонатов в результате воздействия карбонизированной водой;

- в попутном газе обеих скважин уменьшилось содержание легких фракций, возросло содержание азота.

Закачка СО₂ на участке Александровской площади Туймазинского месторождения, выработанном с применением обычного заводнения, привела к увеличению дебитов скважин по нефти в 2 раза.

Вытеснение нефти двуокисью углерода впервые в нашей стране проводилось на Александровской площади Туймазинского месторождения - закачка карбонизированной воды, а также на месторождениях Сергеевское, Ольховское, Радаевское, Козловское, Ромашкинское Абдрахмановская площадь.

В Венгрии - на участке Верхнее Лишпе месторождения Будафа, а также на месторождении Ловаси.

В США наиболее крупные реализуются на местрождениях Келли Снайдер, Маккоэлм, Лик Крик, Литл Крик, Кроссет, Туфред, Грифитсвил, Жиллок