CC BY
87
УДК 533.1
А. В. Радаев, Н. Р. Батраков, А. А. Мухамадиев,
А. Н. Сабирзянов
ВЛИЯНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ВЫТЕСНЕНИЕ
ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ ОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СВЕРХКРИТИЧЕСКОГО СО2
Ключевые слова: вытеснение нефти, сверхкритический флюид. displacement of oil, supercritical fluid
Создана экспериментальная установка, позволяющая проводить исследование процесса вытеснения нефти при термобарических условиях реальных пластов в интервале давлений до 20 МПа и температур до 373 К в широком интервале термобарических, геологических, физико-химических условий в пласте и режимных параметров вытесняющего агента. Проведены опыты по исследованию зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от объема нагнетаемого в пласт СО2 на изотермах 313, 333 и 353 К в интервале давлений
7-12 МПа, вязкости нефти в интервале 1-9 мПа ■ с, проницаемости и порис-
2
тости пласта 0,18 мкм и 44,6% соответственно.
The experimental stend for investigation of displacement of crude oil at pressure up to 20 Mpa and temperature up to 373 K in a wide interval of geological physical and chemical conditions of a layer-collector and regime parametrs of superseding agent was biuld. It has been useed for carring out experiment on investigation of dependece of oil recovery on volume forced in core holder CO2 om isoterms 313, 333 and 353 K in interval of pressure 7-12 Mpa, viscosity of oil in an interval 1-9 MPa ■s , permeability and porosity 0,18 mkm2 and 44,6 % corresponding.
Введение
Одним из перспективных методов освоения месторождений трудноизвлекаемых запасов нефти является технология сверхкритического (СК) СО2-вытеснения, преимущества применения которой в сравнении с традиционными методами описаны в работах [1,2]. Механизм процесса вытеснения высоковязкой нефти аналогичен механизму вытеснения маловязкой нефти: СО2 в пластовых условиях, контактируя с нефтью, экстрагирует легкие углеводороды, обогащаясь ими и частично растворяется в ней. Растворение газа в нефти обуславливает более высокую относительную проницаемость для нефти, выше той, какой она была бы в отсутствии растворения, что приводит к более эффективному вытеснению нефти по сравнению с другими вытесняющими агентами и приближает вытеснение к смешивающемуся. Однако, в случае вытеснения тяжелых углеводородов давление, необходимое для полной смешиваемости и, как следствие, предотвращения образования менисков, оказывается значительно выше, чем для маловязких нефтей. Это приводит к возрастанию роли капиллярных сил в процессе вытеснения нефти, направленных против движения газа и как следствие, к возрастанию доли капиллярно-защемленной нефти в порах.
Экспериментальная часть
На экспериментальной установке, созданной авторами [3], проведены опыты по исследованию зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от объема нагнетаемого
в пласт СО2 на изотермах 313, 333 и 353 К в интервале давлений 7-12 МПа, вязкости нефти в интервале 1-9 мПа • с, проницаемости и пористости пласта 0,18 мкм и 44,6% соответственно. На рис. 1-6 представлены результаты опытов на модели нефти вязкостью 1,2 мПа • с , свидетельствующие о том, что увеличение температуры СО2 приводит к снижению КИН во всем исследованном интервале давлений. Кроме того, повышение КИН при снижении вязкости и плотности маловязкой нефти при контакте с диоксидом углерода уравновешивается эффектом понижения растворимости его при повышении температуры с 313 до 333 К, для СО2 весьма значительным [4], что приводит к образованию вязкостных языков и, как следствие, преждевременному прорыву газа. Результаты опытов свидетельствуют о 1,5-кратном уменьшении времени прорыва при повышении температуры в указанном интервале во всем исследованном диапазоне давлений выше критического давления СО2, что, по мнению авторов, связано с уменьшением растворимости диоксида углерода в нефти с увеличением температуры. Установлено также, что повышение давления увеличивает время прорыва в таком же соотношении, что связано, по-видимому, с повышением растворимости газа в нефти. Повышение температуры до 353 К не приводит ни к существенному уменьшению времени прорыва газа, ни к значительному уменьшению КИН, что, по-видимому, связано с уменьшением влияния температуры выше 333 К на растворимость СО2 в углеводороде._______
0.3
0,4 ■
0,2 ■
■ ■ V
/
■ т
л *
• ***
+ 7 МПа
• 9 МПа
А 11 МПа
ш 12 МПа
0 5 10
Объем нагнетания С Ом, П.0.
Рис. 1 - Зависимость КИН от объема Рис. 2 - Зависимость КИН от объема на-
0,3
0.2
0.1
*
А
#7МГЬ
* Г * ' ■ 9МГЬ
■ Л 1ШПа
• 12 МПа
2 3 I
Объем нагнетания СО,, П .0.
Рис. 3 - Зависимость КИН от объема нагнетания СО2 на изотерме 353 К
Рис. 4 - Зависимость КИН от объема нагнетания СО2 на изотерме 313 К
Установлено, что повышение вязкости углеводорода - фактор, отрицательно влияющий на КИН. Во всех опытах, моделирующих процесс вытеснения нефти высокой вязкости, КИН, как и следовало ожидать, оказался существенно ниже, чем КИН маловязкой нефти. Опыты с трансформаторным маслом показали, что, во-первых, прорыв газа при давлениях выше критического происходит еще до выхода экспериментальной кривой на
плато, что резко отличается от результатов опытов на керосине при тех же условиях, во-вторых, процесс вытеснения нефти высокой вязкости сопровождается микропрорывами в течение всего времени проведения опыта. Причиной описанного явления, по мнению авторов, является высокая подвижность вытесняющего агента, что обусловлено высокой скоростью фильтрации, примерно в 1,5-2 раза выше скорости в опытах с керосином. Это и определяет частоту микропрорывов газа. Повышение давления выше критического приводит к значительному повышению его плотности и, как следствие, снижению его кинематической вязкости, что повышает коэффициент объемной диффузии СО2. Кроме того, повышение давление приводит к нарушению сферичности пузырьков газа, которые приобретают удлиненную форму, что позволяет им проходить в сужения пор и вытеснять нефть из тех зон, которые до этого для газа были недоступны. Этим, по мнению авторов, объясняется тот факт, что прорывы газа начали наблюдаться, как только давление нагнетания газа превысило его критическое давление. С увеличением давления количество пузырьков газа, запертых в порах, стремительно сокращается, скорость движения газа увеличивается. Это и приводит к резкому уменьшению времени прорыва газа.
Рис. 5 - Зависимость КИН от объема нагнетания СО2 на изотерме 333 К
Рис. 6 - Зависимость КИН от объема нагнетания СО2 на изотерме 353 К
Литература
1. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.Л. Сургу-чев. - М.: Недра, 1985. - 313 с.
2. Антониади, Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами / Д.Г. Антониади. - М.: Недра, 1995.-313 с.
3. Радаев, А. В. Экспериментальная установка для исследования процесса вытеснения высоковязкой нефти в широком интервале температур и давлений с использованием сверкритических флюидов / А.В. Радаев [и др.] // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов. Материалы научно-практической конференции, - Казань, 04-06 сентября 2007 г.
4. Дубовкин, Н.Ф. Физико-химические и эксплуатационные свойства реактивных топлив. Справочник // Н.Ф. Дубовкин [и др.]. - М.: Химия, 1985. - 240 с.
© А. В. Радаев - асс. каф. теоретических основ теплотехники КГТУ, Radaev@kstu.ru; Н. Р. Батраков - инж. той же кафедры; А. Н. Сабирзянов - д-р техн. наук, проф. той же ка-федры,sabirz@kstu.ru; А. А. Мухамадиев - канд. техн. наук, доц. той же кафедры.
