Газовые методы повышения нефтеотдачи

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
 Закачка углеводородного газа. Технология закачки углеводородного газа высокого давления (ГВД) предназначена для увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов, насыщенных легкими и маловязкими нефтями. При этом подбираются такие давления нагнетания и состав газа, при которых вытеснение нефти является максимально возможным при данных условиях и технологии. 
 
Метод водогазового воздействия (ВГВ) – один из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи, широко применяющийся за рубежом. Применение технологий водогазового воздействия с одновременной закачкой (смешанный тип), либо попеременной закачкой воды и газа, позволяет значительно повысить нефтеотдачу пластов, по разным оценкам на 12-19 %, по сравнению с обычным заводнением.  
 
Основной эффект в технологии ВГВ обеспечивает избирательное вытеснение нефти газом и водой из различных по размерам и характеристикам смачиваемости поровых каналов, что увеличивает охват пласта вытеснением, особенно в неоднородных коллекторах. Степень вытеснения повышается при достижении смесимости между газом и нефтью на фронте вытеснения. Увеличение степени нефтеизвлечения при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением достигается в результате следующих факторов: 
 
-снижение вязкости воды за счет растворения в ней газа; 
 
-дополнительного вытеснения нефти газом из крупных гидрофобных пор и верхних тупиковых зон; 
 
-увеличения коэффициента охвата по сравнению с чистым заводнением за счет безопасной для пласта блокировки каналов высокой проводимости; 
 
-вытеснения нефти газом, перемещающимся в верхнюю часть пласта; 
 
- благоприятных условий для точечного (эмульгирования) течения фаз нефть-вода. 
 
Известны следующие способы осуществления водогазового воздействия: 
 
- поочередная закачка воды и газа (ПЗВГ); 
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
Метод ПЗВГ первоначально был направлен  на улучшение продвижения газовой  закачки в процессе нефтедобычи, при этом вода использовалась главным  образом для контроля подвижности  вытесняющего агента и стабилизации фронта вытеснения. Учитывая, что микроскопическое вытеснение нефти при помощи газа обычно дает более высокие результаты по сравнению с заводнением, при этом обеспечивает сочетание эффективного вытеснения газовой закачкой с макроскопическим продвижением путем заводнения.  
 
В результате была отмечена повышенная нефтеотдача (по сравнению с закачиванием одной воды), используется на нефтепромыслах Канады, США. 
 
- циклическое (чередование закачки воды и газа – WAG (Water Altering Gas); 
 
- смешанное (закачка водогазовой смеси – Miscible). 
 
Как показали исследования и практика, совместная закачка газа и воды повышает общую эффективность вытеснения нефти по сравнению с отдельным применением только заводнения или только закачки газа. 
 
К геолого-физическим факторам, ограничивающим возможность применения данных технологий, можно отнести недостаточное количество попутного газа и отсутствие дополнительных его источников в непосредственной близости от месторождения. 
 
В целом, закачка в пласт диоксида углерода, азота, природного газа, дымовых газов может проводиться с целью повышения нефтеотдачи пласта. 
 
 
Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пласта 
 
 
Опыт показывает, что при закачке СО₂ нужно учитывать неоднозначность получаемых результатов, возможность побочных эффектов (выпадение осадков в пласте, коррозия нефтепромыслового оборудования), вероятность быстрого прорыва реагента к забоям добывающих скважин, необходимость транспортировки значительного количества СО₂ на большие расстояния, специфические требования к используемому оборудованию, например, к разъемам и уплотнительным устройствам, средствам перекачки. 
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
 
                                Механизм вытеснения 
 
 
Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при температуре ниже 31⁰С. При температуре выше 31⁰С двуокись углерода находится в газообразном состоянии, при давлении меньшем 7.2 МПа из жидкого переходит в парообразное. 
 
Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота H₂CO₃ растворяет цемент в породе пласта и при этом повышает проницаемость. Двуокись углерода в воде способствует разрыву и «отмыву» пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность разрыва водной пленки. 
 
При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО₂ (двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). 
 
В пласте образуются три зоны. 
 
1. Зона первоначальной пластовой нефти 
 
2. Переходная зона 
 
3. Зона чистого СО₂ 
 
Если СО₂ нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂ формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. 
 
Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности. 
 
1. Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду. 
 
2. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, снижая подвижность воды относительно нефти. 
 
3. Увеличивать объем нефти при растворении в ней СО₂ и повышать эффективность вытеснения и «доотмыва» нефти. 
 
4. Снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшать смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивать переход нефти из пленочного состояния в капельное. 
 
5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия угольной кислоты и скелета породы. 
 
При вытеснении нефти СО₂ в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы. 
 
 
       Вытеснение нефти газообразным диоксидом углерода. 
 
 
При докритических температурах в мелкозалегающих нефтяных горизонтах и при ограниченных темпах закачки при условии – p_пл (пластовое давление) < p_s (давление конденсации СО₂). Этот вариант на практике маловероятен. При сверхкритической температуре (Т_пл>Т_кр, где Т_пл – пластовая температура, Т_кр =31,04⁰С – критическая температура СО₂) процесс вытеснения термодинамически не ограничивается и протекает при любых значениях давления в пласте. 
 
 
                              Вытеснение сжиженным СО₂ 
Реализуется при Т_пл < Т_кр, p_пл > p_s. Компонентная и фазовая характеристика этой схемы: вытесняющий агент - жидкий СО₂ , вытесняемая среда – жидкие углеводороды и пластовая вода.

 

Схема воздействия	Механизм вытеснения, действующий  при данной схеме	Термодинамические ограничения		Характеристика фильтрующихся сред: компоненты, фазы
		По темпера-туре	По давлению
Вытеснение газообразным СО2	Вытеснение со смешиванием. Изменение  вязкости	Т<Ткр    Т>Ткр	p<ps  </ps	Газовая фаза: углекислый газ. Жидкая фаза или газожидкостная смесь: углеводороды (нефть)
Вытеснение газообразным СО2	Вытеснение со смешиванием	Т<Ткр	p>ps	Углекислый газ, нефть
Вытеснение со смешиваванием	Вытеснение со смешиванием. Объемный эффект	Т<Ткр    Т>Ткр	p>pсм	1. Жидкая углеводородная фаза.    2.Промежуточная газожидкостная зона: смесь УВ и углекислого газа.    3. Зона полной взаимной растворимости: газообразная смесь углеводородов и СО2 (без границы раздела фаз).    4. Зона вытесняющего агента: газообразный (преимущественно) либо жидкий (иногда) СО2.    5. Зона полной взаимной растворимости отсутствует.
Вытеснение карбонизированной водой	Изменение вязкости межфазного натяжения	Т<Ткр    Т>Ткр	p пл  см    p>pраст	Нефтяная фаза: углеводороды и углекислый газ (незначительно).    Водная фаза: вода и СО2 (значительное содержание).    Газовая фаза: углеводороды и СО2.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

Вытеснение со смешиванием. Схема вытеснения осуществляется при подаче в пласт как газообразного, так и жидкого диоксида углерода. Необходимое условие. Р_пл > Р_см (смешивания), т.е. давление, при котором происходит полное взаимное растворение вытесняемой и вытесняющей сред. Давление смешивания зависит от температуры и состава пластовой нефти, который обобщенно характеризуется молекулярной массой. Схема вытеснения делится на несколько зон по ходу фильтрации. 
 
- зона вытесняемой нефти (жидкая углеводородная фаза); 
 
-промежуточная зона (жидкая, газообразная либо газожидкостная фаза), которая состоит из углеводородных компонентов и СО₂; 
 
-зона полной взаимной растворимости нефти и диоксида углерода без фазовой границы раздела; 
 
Зона вытесняющего агента, в которой диоксид углерода находится, как правило, в газообразном (Т_пл. > Т_кр), либо в жидком состоянии (Т_пл < Т_кр, p_пл > p_s.). При pпл < p_см. зона полной взаимной растворимости отсутствует и получается, что вытеснение происходит без смешивания.  
 
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 Вытеснение карбонизированной водой. Меньше зависит от давления и температуры, при этом происходит двухфазная (жидкость-жидкость) фильтрация, а СО₂ присутствует в обеих фазах, больше в воде и меньше в вытесняемой нефти- в зоне, прилегающей к границе раздела фаз. Давление при этом больше давления растворимости СО₂ в воде - p_раст.  
 
 
                                          Способы закачки 
 
 
По последовательности и характеру закачки СО₂ в пласт, выделяются: 
 
- непрерывная закачка СО₂; 
 
- закачка оторочки СО₂ с последующим ее проталкиванием водой; 
 
-закачка оторочки СО₂ с последующим нагнетанием углеводородного или иного газа; 
 
- чередующаяся закачка СО₂ и воды. 
 
Возможны и другие сочетания, например, совместно с растворами ПАВ, загущенной водой и т.д. Выбор того или иного способа определяется краевыми условиями применения метода, среди которых определяющей является характеристика пластовой системы. Например, на залежах с низкой и аномально низкой проницаемостью способы, предусматривающие использование воды, неприемлемы ввиду огриниченной приемистости нагнетательных скважин или вообще из-за отсутствия приемистости по воде. Но в большинстве случаев, по данным ВНИИнефти наиболее приемлема чередующаяся закачка СО₂ и Н₂О. при этом оптимальный размер первой порции СО2 (оторочки) составляет 10 % объема порового пространства, а суммарный объем закачки СО₂ составляет 30 %. Закачка 1 т диоксида углерода (СО₂) на месторождениях Венгрии и США позволяет дополнительно получать нефти до 1.6 тонны. 
 
 
                          Свойства диоксида углерода. 
В зависимости от давления и температуры СО₂ может находиться в жидком, твердом и газообразном состояниях: 
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
Термодинамические параметры СО₂ 
 
Молекулярная масса - 44.01 
 
Свойства при нормальных условиях (⁰С, 101.3 кПа) 
 
Удельный объем, дм³/кг 
 
Относительная (по воздуху) плотность 1.529 
 
Критические свойства 
 
Давление, МПа -7.384 
 
Температура, С – 31.04 
 
Удельный объем дм³ (литр)/кг - 2.14 
 
Свойства в тройной точке 
 
Давление, Мпа – 0.528 
 
Температура, С - 56.6 
 
Удельный объем твердой фазы л/кг – 0.661 
 
Температура сублимации, С -78.48 
 
 
                                            Смеси с СО₂ 
От источника в систему транспортировки, а затем на промысел диоксид углерода поступает вместе с примесями других газов. При повторном использовании СО₂, добываемого вместе с пластовой продукцией нефтяных скважин, в составе закачиваемого реагента имеется метан. В закачиваемой среде метан может содержаться и в том случае, когда источником СО₂ является природное месторождение.

 

Системы транспортировки  и закачки СО₂

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
 
Схема 1. Бескомпрессорная перекачка применяется при незначительной протяженности трубопровода. СО₂ находится в газообразном виде. Трубопровод рассчитывается таким образом, чтобы в процессе движения исключается возможность выпадение конденсата. Давление начальное ниже упругости паров. 
 
Схема 2. Компрессорная перекачка. Применяется в тех случаях, когда давление поступающего от источника продукта недостаточно для осуществления бескомпрессорной перекачки. При протяженном трубопроводе целесообразно строительство промежуточной компрессорной станции. 
 
Схема 3. Компрессорная перекачка с предварительным охлаждением. СО₂ вначале сжимается в компрессорах и переводится в новое термодинамическое состояние – в область сверхкритической температуры и давления, т.е. Т_нас. > Т_кр, р_нас> р _кр. Затем осуществляется охлаждение и конденсация транспортируемой среды в теплообменном аппарате, в результате чего СО₂ переводится в зону жидкого состояния. Аппарат воздушного охлаждения применим в условиях, когда температура окружающего воздуха не превышает 25⁰С. Использовать можно, кроме Средней Азии. Охлажденный и полностью сконденсировавшийся СО₂ подается в трубопровод. Транспортировка на всем протяжении осуществляется в жидком состоянии. Давление СО₂ в жидком состоянии на всасывающей линии промежуточных насосных станций составляет 5-7 МПа. От источника СО₂ поступает в жидком состоянии при Т_нас < Т_кр., Р_жид. > Р_нас. 
 
Схема 4. Безнасосная перекачка жидкого СО₂. Перепад давления в системе в зимнее время по сравнению с летним повышается на 1.5- 2 МПа, что увеличивает подачу СО₂ в зимнее время на 30-50 % по сравнению с летним. 
 
Схема 5. Насосная перекачка жидкого СО₂. Эту схему целесообразно осуществлять в 2 вариантах. 
 
1. С предварительным охлаждением 
 
2. Без него 
Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 

                    НИК.РМ.28.00.000.ПЗ

 
Второй вариант представляет простую  схему – без охлаждения применяется  в том случае, если температура  поступающего от источника жидкого  СО₂ достаточно низкая, и давление на приеме насоса невысокое, углекислый газ подается либо непосредственно, или после дросселирования. 
 
Если газ имеет высокую температуру, а насосы допускают на приеме лишь небольшое давление, то следует использовать первый вариант с охлаждением. На практике СО₂ от источника может поступать из трубопровода в двухфазном состоянии. Делать выбор охлаждение или нагревание следует в зависимости температуры грунта в годовом разрезе.