Материал: Разработка нефтяных месторождений.

доля компонента Ci в котором составляет а, доля компонентов С2—С5—b и доля компонентов Сб+—с.. Эта диаграмма справед­ лива при постоянной температуре.

Пусть месторождение имеет пласты 1 и 2, залегающие на разных глубинах и содержащие одну и ту же легкую нефть, но имеющие различное пластовое давление (рис. 115). В_пласте 1

среднее пластовое давление равно р\, а в пласте 2 — р2, причем

Разработку этих пластов возможно осуществлять с ис­ пользованием закачки в них жирного газа, т. е. метана, обога­ щенного этаном, бутаном, пропаном и другими компонентами. Состав этого газа на диаграмме Гиббса (см. рис. 114) характе­ ризуется точкой А\. Составы нефти, насыщающей пласты 1 и 2, практически идентичны и характеризуются точкой Л2. Заштри­ хованная область, ограниченная линией пластового давления

р1, соответствует области двухфазного состояния углеводородов

впласте 1, а область, ограниченная линией р2, — области двух­ фазного состояния углеводородов в пласте 2. При двухфазном состоянии в пласте одновременно существуют углеводороды и в жидкой, и в газовой фазах. Остальная часть площади диаграм­ мы Гиббса, находящаяся вне соответствующих заштрихован­ ных областей, относится к области однофазного состояния уг­ леводородов, т. е. области полной их смешиваемости.

газа, вытесняющего нефть, вблизи газонефтяного контакта из­ меняется от точки А\ к Л1!, Л!*1( по стрелке на рис. 114), т. е. обогащается жирными компонентами. Нефть же будет насы­ щаться легкими углеводородами. Ее состав, характеризующий­ ся последовательно точками А х2 и Лп2, будет идентичен составу газа у газонефтяного контакта. Точка А \и соответствует соста­ ву газа, а точка Л2П — составу нефти на газонефтяном контак­ те при условии, что газ и нефть находятся в состоянии фазо­ вого равновесия. Изменение состава газа и нефти на этом кон­ такте связано с установлением фазового равновесия.

Однако в пласте 1 (см. рис. 115) полного смешивания газа

с пластовой нефтью не произойдет, так как при давлении pi состав смеси углеводородов, находящихся на газонефтяном контакте, будет соответствовать составу смеси, находящейся в заштрихованной двухфазной области на диаграмме Гиббса. Таким образом, в пласте 1 нефть не будет вытесняться газом в условиях полной смешиваемости углеводородов. Иную картину

наблюдаем в пласте 2 при давлении р2. Прямая линия, соеди­ няющая исходные составы пластовой нефти и закачиваемого в пласт жирного газа, никогда не пересечет двухфазную об­ ласть, соответствующую этому давлению. Следовательно, в пласте сформируется область смешения, перемещающаяся от

215

линии нагнетания газа к добывающим скважинам. Газонефтя­ ной контакт исчезнет (на рис. 115 он показан пунктирной ли­ нией). В сечениях пласта, расположенных вблизи линии нагне­ тания, однофазная смесь углеводородов будет представлена в основном легкой фракцией, а вблизи добывающих скважин — тяжелой. Ни в одном из сечений пласта не останется двухфаз­ ной смеси и будет наблюдаться полная смешиваемость углево­ дородов. Однако, вследствие высоких значений коэффициентов конвективной диффузии при вытеснении газа газом, область смешивания углеводородов в процессе вытеснения нефти газом при высоком давлении может быть довольно обширной, что приведет к необходимости добычи вместе с нефтью значитель­ ного количества газа, т. е. к ситуации, аналогичной при цикли­ ческой закачке газа.

П р и м е р VI.1. В прямолинейный пласт в элемент однорядной схемы рас­ положения скважин (см. рис. 113) длиной /=400 м и шириной 6=200 м зака­ чивают с целью вытеснения нз него нефти сначала растворитель нефти (в ос­ новном сжиженный пропан), затем после создания его оторочки — воду, вытес­ няющую растворитель и проталкивающую оторочку. Расход жидкого раство­ рителя и расход воды *7=300 м3/сут. Толщина пласта, охваченного процессом вытеснения нефти оторочкой растворителя, Л= 10 м, пористость т = 0J25. Пол­ ная толщина пласта Ло=15,4 м, так что коэффициент охвата пласта процес­ сом т]2=0,65. В язкость нефти в пластовых условиях р2= 5-10-3 Па-с, вязкость

жидкого растворителя p i= 0,53-10-3 Па-с. Вязкость воды рв= 10_3 Па-с. Вытеснение растворителя из пласта водой непоршневое. При этом форму­

лы относительных проницаемостей имеют тот же вид, что и в примере IV. 1, т. е.

В рассматриваемом случае sCB=0,05; s,=0,85; з ,= 0,740. Коэффициент конвективной диффузии

= D0-f- Лу®; w = t'/m.

При этом Д>= 10-9 м2/с; К®=0,1 м; Кд=2,45-105 м/(П а-с).

Требуется определить объем оторочки растворителя, размер зоны смеше­ ния, время добычи нефти вместе с растворителем и объем извлекаемого рас­ творителя из пласта в безводный период.

Приступая к расчетам, вычислим вначале скорость фильтрации Имеем

q300

v ~ bh — 200-10-0,864- 10s = 1,736-10"» м/с.

Скорость движения области смешения

v1,736-10~*

©= — = ---- о ^ 5 ------= 6,944-10-* м/с.

Коэффициент конвективной диффузии определяем следующим образом:

DE= D t -\-k^as= 10~* 0,1-6,944-10-*= 6,954-10~* м*/с.

216

Время, в течение которого сечение с удельной концентрацией растворителя с=0,5 дойдет до конца пласта £=400 м, составит

Л = 131 м.

Однако необходимо определить время f=£**, за которое область смешения полностью вытеснится из пласта, а вода, проталкивающая оторочку раство­ рителя, дойдет до конца пласта х=1. На рис. 113 показано также распределе­ ние насыщенностей пласта водой и растворителем в момент времени t — t**.

Пунктиром дана фиктивная оторочка растворителя, как бы вышедшая за пре­

§ 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА

К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода С02, которую используют в качестве агента,, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники С02— природные месторождения, содержащие часто смесь углекис­ лого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энер­ гетических и металлургических установок.

Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при дав­ лении 105 Па и температуре 273,2 К, — газ. На рис. 117 показа­ на рГ-диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что кри­ тическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая тем­ пература 304,15 К- Это довольно низкая температура для обыч­ ных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. По­ этому, если нагнетать С02 в пласты, залегающие на глубине

ком состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество на­ ходится в газовом состоянии, ру = 0,0137-10_3 Па-с, а плотность ру =1,98 кг/м3. При переходе в жидкое состояние вязкость угле­ кислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры — по­ нижается.

На рис. 118 показаны кривая зависимости вязкости углекис­ лоты от давления при различных температурах. При давлении выше 10 МПа и температуре 300—310 К происходит полное

218

Рис. 118. Кривая зависимости вязко­ сти двуокиси углерода |ху от давле­ ния при различных температурах:

/ — при 7 =303,2 К; 2 — при 7=333,2 К

смешивание С02 с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси С 02 и легких углеводородов. Они могут выпасть в оса­ док.

Для достижения полной смешиваемости С02 с углеводоро­ дами нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360 К оно со­ ставляет около 30 МПа.

В тяжелых компонентах нефти С02 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрых­ лению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них ад­ сорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300—310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250—300 м3 С02 замеренного при стандартных условиях. По свойству раствори­ мости в углеводородах С02 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, С02 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 С02 в пласты для вытеснения из них нефти.

В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощен­ ный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачивае­ мой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытес­ нения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворите­ ля. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда С02 непре­ рывно закачивают в пласт в газообразном состоянии.

При осуществлении такого процесса, сходного с процессом циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода сле­

219

дует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз пре­ вышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды неф­ ти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СОг и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять С02 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 С02 для извлечения углеводоро­ дов. Отношение этого объема С02 к объему извлеченных угле­ водородов 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 уг­ леводороды.

Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Внача­ ле, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачива­ ют С02 при резком ограничении или прекращении отбора неф­ ти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, дав­ ление в пласте доводят до давления полной смешиваемости С02 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпа­ дать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компонен­ ты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При дос­ тижении заданного давления производят одновременно и закач­ ку в пласт С02, и отбор из него смеси углеводородов нефти и С02.

Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворе­ нии С02 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизи­ рованной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического «родства» нефти и С02, чем воды и С02, при кон­ такте карбонизированной воды с нефтью молекулы С02 диф­ фундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхно­ сти зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приво­ дит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. На рис. 119, а показаны пленки тяжелой нефти, остающиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рис. 119,6 видно, как пленки этой нефти отделяют­ ся от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.

Рис. 119. Схема отрыва пленок нефти от породы при закачке в пласт карбонизированной воды:

220