Автор: Пользователь скрыл имя, 23 Октября 2011 в 08:59, курсовая работа
Методы поддержания пластового давления путем нагнетания в пласт воды или свободного газа, а также методы восполнения энергии в месторождениях с истощенными ее ресурсами (так называемые вторичные методы добычи нефти) не позволяют извлекать все запасы нефти. Поэтому продолжаются усиленные поиски новых методов увеличения нефтеотдачи. В основе их всегда лежат соответствующие физические закономерности.
Например, лучше вытесняются из пласта маловязкие нефти. Поэтому некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на искусственном введении в пласт тепла и теплоносителей для снижения вязкости пластовой нефти.
2. 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.
Таблица 2.1.
Свойства углекислого газа в точках росы (линия ТС на рис 2.1)
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
* критическая точка.
С02 - 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 С02 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. 2.1. 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 tтр=-56,4°С, а давление P=0,50МПа.
В табл. 2.1 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).
На рис. 2.2 представлены линии равном плотности углекислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность двуокиси углерода в пластовых условиях сопоставима с плотностью нефти.
На рис. 2.3 приведены зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах. Видим, что вязкость С02 в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные поверхностного натяжения двуокиси углерода для некоторых значений температур.
| Температура, °С | -52 | 0,0 | +20 | +25 |
| Поверхностное натяжение σ, мН/м | 16,54 | 4,62 | 1,37 | 0,59 |
Растворимость С02 в воде с увеличением давления возрастает (рис. 2.4). Массовая доля его не превышает 6%. С повышением температуры до 80°С и минерализации воды растворимость С02 уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает (при t=-20°С и P=11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПа·с).
Растворимость воды в газообразной двуокиси углерода показана на рис. 2.5. Для перехода от молярных долей к массовым на рис. 2.6 дана диаграмма связи этих величин системы вода - двуокись углерода.
Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость С02 в них возрастает. С очень легкими нефтями С02 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 ρ204 - отношение плотности нефти при t=20°С к плотности воды при t=4°С и нормальном давлении; М - молекулярная масса дегазированной нефти.
На рис. 2.7 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 от 11,7, растворимость двуокиси углерода в них может быть рассчитана по формуле:
Nф, N11,7 - молярные доли двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором Ф и 11,7 соответственно; t - пластовая температура, °С; P - 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:
М=200 ρ204μ0,11
где μ - безразмерная вязкость, численно равная вязкости дегазированной нефти в мПа·с 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 С02 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 порового пространства углеводородами, что ведет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте двуокиси углерода с нефтью легкие компоненты последней растворяются в С02 (экстрагируются двуокисью углерода) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой подвижностью и смешиванием с нефтью смесей С02 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. 2.8 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 С02 и вследствие возрастания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим увеличением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рис. 2.9 приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях двуокиси углерода на их вязкость.
Вязкость нефти (в мПа·с), насыщенной двуокисью углерода, можно определить по формуле:
μ=A(q)·μϭ(q)t
где μϭ(q)t - безразмерная вязкость, численно равная (при температуре процесса) вязкости исходной нефти (в мПа·с), в которой растворяется двуокись углерода; A(q) и δ(q) - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам:
;
Здесь q' - массовая доля двуокиси углерода в нефти.
На рис. 2.10 приведены графики, характеризующие изменение относительного объема нефтей (коэффициентов набухания) в зависимости от молярной доли растворенной в них двуокиси углерода и отношения молекулярной массы дегазированной нефти к ее плотности (Mн/ρн).
О некоторых причинах увеличения нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислым газом упоминалось выше (уменьшаются вязкость нефти и поверхностное натяжение, возрастают объемы и сжимаемость нефти).
Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия углекислого газа с породой. Например, в опытах, проведенных Н.С. Гудок, проницаемость образца (известняка) по воде после воздействия углекислым газом возросла в 2 раза (с 0,0075 мкм2 до 0,016 мкм2) вследствие реакции породы с С02.
Под воздействием С02 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 С02 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.