CC BY
108
ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ
УДК 533.1.
А. В. Радаев, Н. Р. Батраков, А. А. Мухамадиев, А. Н. Сабирзянов ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ПРИ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РЕАЛЬНЫХ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СВЕРХКРИТИЧЕСКИХ ФЛЮИДНЫХ СИСТЕМ
Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, сверхкритический флюид. method for
oil recovery, supercritical fluid.
Создана экспериментальная установка, позволяющая проводить исследование процесса вытеснения нефти при термобарических условиях реальных пластов сверхкритическими флюидами в интервале давлений до 25 МПа и температур до 473 К в широком интервале горно-геологических, физико-химических условий в пласте и режимных параметров вытесняющего агента. Разработана методика проведения опыта. Проведены пробные опыты по вытеснению нефти из модели пласта диоксидом углерода на изотерме 32 °С при давлении 5,5 МПа. Погрешность проведения эксперимента оценивается авторами в пределах 9,5 %. The experimental stend is created, allowing to carry out research of oil recovery process under thermobaric conditions of real benches using of supercritical fluids in the range ofpressure to 25 МРа and temperatures to 473 К and to a wide interval of mountain-geological, physical and chemical conditions in a bench and regime parameters of the displacement agent. The technique of carrying out of experience is developed. Trial experiences of oil recovery from benches model using of carbon dioxide are spent on an isotherm 32 0С under pressure 5,5 МРа. The error of carrying out of experiment is estimated by authors within 9,5 %.
Широко применяемая в нашей стране технология заводнения (около 90 % добываемой нефти приходится на этот метод) обеспечивает коэффициент извлечения нефти (КИН) в зависимости от условий добычи в пределах 16-20 %, что определяется пороговыми условиями применения данного метода (табл. 1).
Таблица 1 - Пороговые условия применимости метода заводнения
Параметры Пороговое значение
Наклон пласта Проницаемость Смачиваемость пород Нефтенасыщенность Температура Вязкость нефти 5 0 менее 5 о более 0,025 мкм гидрофильность более 50 % более 20 0С менее 25 мПа ■ с
При разработке месторождений трудноизвлекаемых запасов (высоковязкие нефти, высокообводненные, низкопроницаемые коллекторы) удовлетворение новым лицензионным требованиям (КИН более 25 %) предполагает применение современных третичных методов добычи. К таковым методам относятся сверхкритические флюидные технологии.
За рубежом преимущественное применение имеет сверхкритическое (СК) СО2-вытеснение. Несмотря на то, что в США, Канаде, Турции реализуется в настоящее время около 80 научно-производственных проектов с общим объемом добычи нефти более 200 тыс. баррелей в день [1], направленных на снижение себестоимости технологии, экспериментальные исследования в этой области являются актуальными, поскольку позволяют моделировать пластовые условия с учетом наиболее важных факторов: термобарических условий пластов, морфологических и физико-химических параметров породы, теплофизических свойств флюидов и пластовой нефти.
Созданная в настоящей работе экспериментальная установка (рис. 1) обеспечивает проведение исследований по физическому моделированию процесса вытеснения нефти с помощью сверхкритических флюидных систем на насыпных моделях пористых сред и образцах кернов при давлении до 25 МПа и температурах до 200 0С в широком интервале горно-геологических, физико-химических условий в пласте и режимных параметров вытесняющего агента. Установка состоит из следующих систем и узлов: модели пласта, системы поддержания и измерения давления в модели пласта, системы поддержания и измерения температуры в модели пласта, системы подачи и рециркуляции агента, системы измерения расхода газа, системы отбора проб и анализа, системы насыщения модели пласта нефтью.
Экспериментальная часть
Подготовка пористой среды.
В настоящей работе, используются насыпные модели пористых сред. Заданные значения коэффициентов проницаемости обеспечиваются путем подбора размера частиц стеклянного бисера, степени и способа его уплотнения. Для исключения проскальзывания вытесняющего агента на внутренней поверхности стенки кернодержателя выполнена винтовая нарезка шагом не более 0,8 мм.
Подготовка пористой среды заключается в промывке предварительно просеянного стеклянного бисера дистиллированной водой с последующей сушкой его в сушильном шкафу до постоянной массы.
Подготовка модели нефти осуществляется в соответствии с ОСТ 39-195-86, согласно которому нефть перед испытанием профильтровывается через образец пористой среды, проницаемость которой равняется средней проницаемости исследуемого образца. В качестве модели нефти в настоящей работе используется керосин осветленный марки КО-20 ГОСТ 18499-73, вязкость которого соответствует вязкости пластовой нефти, используемой в работе [2] и определяется в начале эксперимента с помощью вискозиметра Геплера по ГОСТ 33-82.
Заполнение кернодержателя, установленного в вертикальном положении, производится через снятый верхний фланец. Стеклянный бисер малыми порциями засыпается в кернодержатель, при этом осуществляется периодическое постукивание резиновым молотком по всей длине трубы для наиболее равномерного распределения породы по объему. По окончании набивки кернодержателя пористой средой, не изменяя положения трубы, на соответствующее место устанавливается линзовое уплотнение и производится сборка верхнего фланцевого соединения затяжкой восьми шпилек.
Работы по насыщению образцов пористых сред на установке выполняются с помощью системы насыщения (рис. 2) в следующей последовательности. Перед началом
Рис. 1 - Схема экспериментальной установки: 1 - компрессор мембранный; 2 - баллон промежуточный; 3 - баллон ресиверный; 4, 5, 7, 16, 17, 29, 39 - манометры образцовые; 6 - блок манометров; 8 - баллоны накопительные; 9 - 14, 22, 23, 27, 28, 30, 38 - вентили высокого давления; 15 - тройник; 18 - кернодержатель; 19 - термостат; 20,21 - гильза; 24 - сепаратор; 25 - сборник нефти; 26 - баллон приемный; 31 - весы электронные; 32 - насос вакуумный; 33 - сосуд разделительный; 34 - вентиль напускной; 35 - вентиль вакуумный; 36 - вентиль сливной; 37 - регулятор давления
Рис. 2 - Система насыщения модели пласта нефтью: 1 - баллон напорный; 2 - сосуд буферный; 3 - сосуд питательный; 4 - кернодержатель; 5 — сосуд разделительный; 6 - насос вакуумный; 7-12 - вентили
насыщения необходимо заправить буферный 2 и питательный 3 сосуды водой и модельной нефтью соответственно. В начальном положении все вентили закрыты. До начала насыщения включается вакуумный насос 6 и открывается вентиль 8 с целью осуществления предварительного вакуумирования пористой среды. При появлении нефти в разделительном сосуде 5 вакуумный насос 6 отключается, и пласт переводится в режим непрерывной фильтрации, осуществляющейся до прокачки нефти в количестве примерно двух поровых объемов пласта. После этого закрывается вентиль 8, и открываются вентили 9-12 и под небольшим перепадом давления, создаваемым напорным баллоном 1 с азотом, насыщение пористой среды нефтью продолжается.
Система в течение 2-3 ч находится под небольшим избыточным давлением. Затем открывается вентиль 8, и выпускаются газовые включения с небольшим количеством нефти. После этих операций вентиль 8 закрывается и открывается крайний штуцер, имеющийся на кернодержателе 18 (рис. 1), и повторяется операция насыщения среды под небольшим избыточным давлением. Последняя операция осуществляется для более полного и равномерно заполнения штуцеров и трубок, соединяющих модель пласта с образцовыми манометрами. В этом случае также прокачивается не менее 2 поровых объемов нефти. По окончании последней операции и выдерживании системы примерно в течение 12 часов процесс насыщения пористой среды нефтью считается законченным.
Необходимое в опытах рабочее давление устанавливается по манометру 4 с помощью регулятора давления 37 (рис. 1).
Перед началом эксперимента производится взвешивание газового баллона 1 на электронных весах 26 с погрешностью ±50 г. Необходимое в опытах значение температуры вытесняющего агента обеспечивается с помощью термостата 19. Такое же значение температуры кернодержателя 18 в опытах поддерживается с помощью регуляторов температуры.
По достижении давления в модели пласта необходимого уровня установка переводится в режим непрерывной фильтрации. При этом измеряется давление и температура по длине кернодержателя 18 с помощью образцовых манометров 5-7 и хромель-алюмелевых термопар соответственно (рис. 1). По окончании опыта открывается термостатируемый дроссельный вентиль 22, в котором происходит понижение давления и температуры потока газонефтяной смеси до субкритического значения. После этого открываются вентили 23 и 27, и газ из сепаратора 24 поступает в приемный баллон 26. Нефть, вытесняемая из пласта, накапливается в нефтесборнике 25.
При завершении эксперимента закрываются вентили 23, 27, 30 и 38. Отключается нагрев на дроссельном вентиле 22 и прекращается термостатирование кернодержателя 18, останавливается термостат 19 и сбрасывается давление в модели пласта. Приемный баллон отсоединяется от кернодержателя и взвешивается на электронных весах.
Определение объема вытесненной нефти также осуществляется весовым методом. Для этого отсоединяется вентиль 36, имеющийся в донной части нефтесборника 25, через который нефть поступает в мерную пробирку, которая взвешивается на аналитических весах с погрешностью ± 0,01 г.
Результаты пробных опытов
Методика проведения опыта, предложенная в настоящей работе, основана на уравнении материального баланса для потока в кернодержателе 18.
На основании взвешивания ресиверного баллона 3 до и после опыта, массы нефти и газа в приемном баллоне 26 и нефти в нефтесборнике 25 составляется материальный баланс процесса вытеснения нефти по каждому компоненту в отдельности.
Уравнение материального баланса по диоксиду углерода выглядит следующим образом:
МСо2 - МСо2 = АтС02 + тСо2 + тСо2, (1)
где МСо2 - масса баллона с СО2 до опыта; мСС0 - масса баллона с СО2 после опыта; ДтС0г - масса газа в пласте; тС02 - масса газа в нефтесборнике; тС02 - масса газа в
приемном баллоне;
По нефти уравнение материального баланса выглядит следующим образом:
Мн = ДМн + тН + тЦ, (2)
где Мн - исходная масса нефти; ДМ( - масса нефти в пласте; т| - масса нефти в
приемном баллоне; т|' - масса нефти в нефтесборнике.
При составлении материальных балансов принимается, что газ накапливается только в приемном баллоне. Это предположение подтверждается экспериментально в пределах погрешности эксперимента отсутствием газа в нефтесборнике по окончании опыта.
Это позволяет определить коэффициент извлечения нефти (п) по формуле
п =
тН + тН
Ми
(3)
На экспериментальной установке проведены пробные опыты по определению зависимости КИН от объема нагнетаемого в пласт СО2, на изотерме 32 0С при давлении 5,5 МПа, пористости 36,4 %, проницаемости пласта 530 мкм2. Результаты пробных опытов представлены на рис. 3.
Рис. 3 - Зависимость КИН от объема нагнетаемого диоксида углерода на изотерме 32 С. 1 - [2]; 2 - настоящая работа
Максимальное отклонение опытных данных, полученных в настоящей работе, от приведенных в работе [1] не превышает 12 %. Наблюдаемое согласие указывает на надежность выбранной методики проведения эксперимента и корректность выбора модели нефти.
Выводы
1. Создана экспериментальная установка для исследования процесса вытеснения нефти при термобарических условиях реальных пластов с использованием сверхкритических флюидов. Погрешность оценивается в пределах 9,5 %.
2. Разработана методика проведения опытов в широком интервале термобарических условий проведения эксперимента, горно-геологических, физикохимических условий в пласте и режимных параметров вытесняющего агента.
3. Достигнутые для коллектора с проницаемостью 530 мкм значения КИН около 55 % превосходят аналогичные показатели традиционных методов нефтедобычи и более чем в два раза превышают лицензионные требования.
Литература
1. Tzimas, E. Enhanced oil recovery using carbon dioxide in the European energy system / E. Tzimas, C. Georgakaki, G. Cortes // (ie.jrc.ec.europa.eu/downloads/file.php?id=23).
2. Orr, F.M. Carbon dioxide flooding for enchanced oil recovery: promise and problems // F. M. Orr, J.P. Heller, J.J. Tuber // JACCS. - 1982. - № 10. - Vol. 59. - P. 810-817.
© А. В. Радаев - асс. каф. теоретических основ теплотехники КГТУ; Н. Р. Батраков - асп. той же кафедры; А. А. Мухамадиев - канд. техн. наук, доц. той же кафедры; А. Н. Сабирзянов - д-р техн. наук, проф. той же кафедры. E-mail:scma@kstu.ru.
