УП Мусин 2
.pdfЭ
В ТатНИПинефти проводились (Хамзин Р.Г., Шавалиев А.М.) расчеты для пласта из 20 слоев с различной проницаемостью при V2 сл=0,5 (типичная неоднородность для девона), V2 сл=1 (типичная неоднородность для бобриковских залежей), V2 сл=2 (типична для карбонатных отложений
турнейского, верей-башкирского ярусов)/23/. |
|
|
|
|
По расчетам получено, что при циклике по сравнению со стационарНИ- |
||||
ным заводнением коэффициент охвата возрастает: |
|
АГ |
||
- для условий девона – на 5%; |
|
|
|
ка |
- бобриковских отложений – на 16%; |
|
|
|
|
- турнейского яруса – на 21%; |
|
|
|
|
- верей-башкирских отложений – на 45%. |
|
|
|
|
Одновременно заметно сокращается отбор воды. |
т |
е |
||
|
|
|
||
5. 4. Опыт применения нестационарного заводнения |
||||
|
о |
|
|
|
на месторождениях Татарстана |
|
|||
и |
|
|
|
|
На месторождениях Татарстана накоплен большой опыт циклического заводнения с различными геолого-ф з ческими условиями и сис-
темами разработки. |
|
|
б |
|
При организации нестационарного заводнения применяли различные |
||||
модификации циклики /28/. |
|
и |
|
л |
1.Активное - попеременное прекращение закачки воды по группам |
||||
|
б |
|
|
|
скважин подряд и целых рядов скваж н (КНС) в различных вариациях с продолжительностью полуциклов от 10-30 сут. до 1-6 мес. и более.
2.Пассивное - временная остановка некоторых нагнетательных скважин и временное уменьшение объемов закачки путем попеременного прекращения нагнетания воды в теплое время года по скважинам, группируе-
мым через одну. |
н |
Опытнопромышленные работы по применению циклического за- |
|
воднения в ОАО Тат ефтьаябыли начаты в 1972 г. в центральных разре- |
зающих рядах Восточ о-Сулеевской и Алькеевской площадей, когда на |
||||
|
|
|
|
о |
циклический режим закачки были переведены скважины КНС-55 и КНС- |
||||
106. Режим закачкин был активным и продолжался в течение всего года. |
||||
|
|
|
тр |
|
Произошло снижение обводненности продукции при неизменной средне- |
||||
суточной добыче жидкости по реагирующим скважинам. |
||||
|
Для кон роля за перераспределением Рпл два раза в год по замерам |
|||
|
|
к |
|
|
всего фонда скважин строились карты изобар. По добывающим скважи- |
||||
|
е |
|
|
|
нам Рзаб определялось ежеквартально. |
||||
л |
Проводились дополнительный объем гидродинамических исследо- |
ваний по опорным добывающим скважинам.
Накопленная дополнительная добыча нефти за счет применения данной технологии по сравнению со стационарным заводнением состави-
71
Э
|
|
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
ла к 1995 году по Восточно-Сулеевской площади – 2,6%; по Алькеевской |
|||||||||
площади – 3,8%; Азнакаевской площади – 5%. |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
ка |
АГ |
|
|
|
|
|
о |
т |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
и |
|
|
|
|
||
|
|
л |
|
|
|
|
|
||
|
б |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Рис. 5.2. Схема расположения скважин при применении методов нестационарного за- |
|||||||||
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
воднения с преременой направления фильтрационных потоков: 1, 2- добываюая скважина |
соответственно работающая и остановленная; 3, 4 – нагнетательная скважина соответствен- |
|
но работающая и остановленная. |
б |
|
|
ая |
|
Технология циклического заводнения с переменой направления фильтрационных потоков внедр ется с начала ввода в разработку на бобриковской залежи №12 (1973).
|
Терригенные отложения бобриковского горизонта на данной залежи |
||||
|
|
|
|
|
н |
представлены практически одним пластом (коэффициент расчлененности |
|||||
1,3), имеющим следующие средние параметры: |
|||||
|
|
|
|
H=4 м; m=22.7%; k=1,015 мкм2; µн =22.6 мПа·с. |
|
|
|
|
|
о |
|
|
Разбуриваниензалежи проводилось по комбинированной сетке сква- |
||||
|
|
тр |
|
|
|
жин 500х500м в зоне с нефтенасыщенной толщиной более 4 м и 700х700 м |
|||||
в зонах с толщиной 2-4 м. |
|||||
|
Компенсация отбора закачкой поддерживается на уровне 60-65%. |
||||
|
В связи с тем, что на данной залежи нестационарное заводнение |
||||
|
е |
|
|
|
|
применяется с момента ввода ее в разработку, дополнительная добыча |
|||||
л |
|
|
|
|
|
н фти былак |
определена путем сравнения с контрольным участком (блок |
11 за ежи №31). По состоянию на 1.01.1995 г прирост коэффициента нефтеотдачи составил η = 9,1%
72
Э
схеме, расстояние между скважинами 200м. НИ Об эффективности и масштабах внедрения нестационарного завод-
В карбонатных коллекторах метод заводнения на всех месторождениях фактически начинается с опытных участков. На залежи №302 башкирского яруса (вязкость 45 мПа с, m=13,4%) опытный участок разбурен
25 добывающими и 6-нагнетательными скважинами по семиточечной АГ
нения с изменением направления фильтрационных потоков можно судить по табл. 5.1, составленной по данным на 2003 г.
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 5.1 |
|
|
Прирост КИН за счет нестационарного заводнения. |
||||||||
|
Объекты разработки |
|
|
|
|
|
е |
Прирост |
|
|
|
|
|
Текущий |
|
||||
|
|
|
|
|
|
КИН, % |
КИН, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
|
Алькеевская площадь |
|
|
|
|
52,7 |
|
3,8 |
|
|
Восточно -Сулеевская пл. |
|
|
|
о |
|
2,4 |
|
|
|
|
|
|
50,2 |
|
|
|||
|
Азнакаевская пл. 1- участок |
|
|
|
и |
54 |
|
4,8 |
|
|
2+6 - участки |
|
|
|
56,6т |
|
5,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
7+8 -участки |
|
|
л |
|
55,9 |
|
5,1 |
|
|
9+10 - участки |
|
|
|
60,9 |
|
5,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
Северо-Альметьевская пл. 1,8 |
|
|
|
48 |
|
1,8 |
|
|
|
Бобриковский гор. Залежь 5 |
б |
|
|
39,4 |
|
5,5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Бобриковский гор. Залежь 8 |
|
|
|
35,1 |
|
4,9 |
|
|
|
|
и |
|
|
|
33,6 |
|
7,0 |
|
|
Бобриковский гор. Залежь 12 |
|
|
|
|
|
|||
|
Залежь 302 1 - участок |
|
|
|
|
|
|
8,4 |
|
|
3– участок |
|
|
|
|
|
|
10,0 |
|
|
4 – участок |
|
|
|
|
|
|
8,9 |
|
|
Бавлинское месторожд. |
|
|
|
|
58,4 |
|
5,0 |
|
|
б |
|
|
|
|||||
В 2005 году в НГДУ «Азнакевнефть |
за счет циклического заводне- |
ния с изменением направления фильтрационных потоков получено более |
|
11 % от годового объема добытой нефти. |
|
5.5.Форсированныйая |
отбор жидкости |
н |
|
Суть метода, достаточно широко применявшегося в 70-90 годах |
прошлого ст летия, заключается в увеличении отбора жидкости из высо- |
|
|
н |
кообводненных (на 95 % и выше), высокодебитных (с дебитом более |
|
о |
|
50т/сут) скважин в 1,5-2 раза. Метод форсированного отбора жидкости |
позволяет трэксплуатировать высокобводненные участки залежи при рентабельных деби ах скважин и получить дополнительную нефть.
Метод форсированного отбора жидкости широко применяется на
старых м сторождениях Северного Кавказа и Волго-Уральского региона. |
||
|
к |
|
|
Практика применения данного метода доказывает его высокую эф- |
|
фективностье |
с точки зрения дополнительной добычи нефти. |
|
л |
|
|
|
|
73 |
Э
Основные выводы, полученные при анализе применения форсированного отбора жидкости, сводятся к следующему/36/:
- метод эффективен по большинству обводняющихся скважин неза-
висимо от их степени обводненности; |
АГ |
- он более эффективно на линиях стягивания контуров нефтеносно- |
|
сти, в тупиковых зонах, в скважинах с большой вертикальной неоднородНИ- |
|
ностью и расчлененностью, большой мощностью пластов; |
|
- абсолютный эффект форсирования отборов, прирост добычи нефти |
|
ка |
|
примерно пропорционален приросту дебита жидкости; - при форсировании отборов жидкости замедляются темпы падения
добычи нефти.
На Абдрахмановской площади с 1981 г. на форсированный режим было переведено 266 скважин. По результатам анализа т хнологического
эффекта по 127 скважинам получено, что дополни льная добыча нефти |
||
|
о |
|
на одну скважину на шестой год внедрения сос авилае4,6 т/сут. Всего за 6 |
||
лет дополнительно добыто 353 тыс.т нефти. При увеличениит |
добычи жид- |
|
и |
|
|
кости в 1,5 раза добыча нефти возросла в 1,65 раза. |
|
|
В 1994 г. на Ромашкинском месторожден и на форсированном ре- |
жиме работало 398 девонских скважин, а всего на этом режиме перебыва- |
||||||
|
|
|
|
|
б |
|
ло 1591 скважина. За весь период применения метода добыто 7,7 млн.т. |
||||||
дополнительной нефти. |
|
|
и |
|
л |
|
|
За 2005 года на объектах НГДУ «Азнакаевнефть» за счет примене- |
|||||
|
|
|
б |
|
|
|
ния метода форсированного отбора ж дкости получены следующие ре- |
||||||
зультаты (суточная добыча, т/сут): |
|
|
|
|||
|
|
ая |
|
|
|
нефти |
|
|
жидкости |
|
|||
|
До перевода |
|
4272 |
|
|
142 |
|
После перевода на ФОЖ 7387 |
|
|
303 |
||
|
н |
|
|
|
|
|
|
Недостатки метода: |
|
|
|
|
|
|
1) отсутствие геологон |
-физических критериев подбора скважин для пе- |
||||
|
ревода на ф рсированный режим отбора; |
|||||
|
2) увеличение энергетических затрат на добычу высокообводненной |
|||||
|
продукцииои на утилизацию добытой воды; |
|||||
|
Более под обно об этих методах и о результатах их применения на |
|||||
|
к |
|
|
|
|
|
месторождениях Татарстана можно найти в работах Р.Х. Муслимова, Р.С. |
||||||
|
е |
|
|
|
|
|
Хисамова,трА.М. Шавалиева /25,28/. |
|
|
|
|||
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
74 |
|
|
Э
Глава 6 |
|
|
НИ |
|
|
|
|
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ |
|
||
НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ |
|
АГ |
|
|
|
|
|
6.1. Вытеснение нефти из пластов растворителями |
|
||
и газом высокого давления |
ка |
|
|
|
|
|
Основная причина неполного вытеснения нефти водой из пластов при их заводнении состоит в том, что нефть и вода являются несмешивающимися жидкостями, в результате чего между ними обр зуется поверхность раздела и происходят капиллярные явления.
Кроме этого происходит гидрофобизация пород-коллекторов из-за
адсорбции тяжелых компонентов нефти на пов рхности зерен породы. |
||||
Большое влияние на полноту вытеснения оказывает еакже различие вязко- |
||||
сти нефти и воды, которое приводит к гидр динамическойт |
неустойчивости |
|||
|
|
и |
|
|
контакта нефть-вода, в результате чего в пласте пр исходит явление язы- |
||||
кообразования. |
|
|
о |
|
Экспериментальные исследования, |
проведенные в 1950-1960 гг. |
|||
|
б |
|
|
|
Саффманом и Тейлором, Чуоком и другими, показали, что развитие воз- |
||||
мущения плоского фронта вытеснения влпористой среде при нарушении |
||||
и |
|
|
|
|
устойчивости происходит в виде неограниченно разрастающихся «языков обводнения» при отношении вязкости нефти и воды более 10-15. Это приводит к снижению нефтеотдачи и росту обводненности.
В силу указанных причин нефть остается в виде пленок на зернах |
|
породы, в виде глобул в заводненныхб |
крупных порах, нарушается сплош- |
ность фронта заводнения, который даже в идеально однородных пластах,
насыщенных вязкой нефтью, распадается на множество языков заводне- |
|||
ния. |
|
н |
|
Идеальными вытесаяяющими агентами являются жидкость или газ, |
|||
|
|||
|
н |
|
которые смешиваются с нефтью, т.е. растворяется в ней и при этом образуется однород ая жидкость. При этом происходит полное вымывание
нефти из охваченных процессом участков пласта, т.е. коэффициент вытес- |
|||
нения достигает ≈ 100 %. |
|||
|
К раство ителямо |
относятся: |
|
|
∙ углеводородные растворители (пропан-бутановые фракции, которые |
||
|
к |
|
|
|
при Р>0,4 МПа и нормальных температурах находятся в жидком со- |
||
|
е |
|
|
|
стояниитр), |
|
|
л |
∙ газовый конденсат, бензин и др. |
||
Однако, если растворитель закачивать до полной выработки пласта, то |
|||
|
растворитель, вымыв из пласта нефть, сам останется в пласте. Поэтому
75
Э
применяется технология закачки растворителя в виде оторочки, продвигаемой водой или сухим углеводородным газом.
При проталкивании растворителя сухим углеводородным газом (с
содержанием метана > 90 %) некоторая часть газа растворяется в раство- |
|
|
АГ |
рителе и в пластовой нефти, а основная часть его из-за неустойчивости |
|
контакта газ-растворитель прорывается в скважины. Это приводит к НИсни- |
|
жению коэффициента охвата вытеснением и нефтеодачи пласта. |
|
При закачке газа под высоким давлением процесс смешивания газа и |
|
ка |
|
углеводородного растворителя происходит более интенсивно, в определенных физических условиях до неограниченной смесимости. Если давление в пласте достигает давления полной смесимости газа с углеводородами, оторочка растворителя становится вообще излишней.
Вытеснение нефти из пластов сухим газом при давлении полной
смесимости газа с углеводородами нефти называе ся м тодом вытесне- |
||||
|
|
о |
|
газа с нефтью |
ния нефти газом высокого давления. Полная смесимостье |
||||
достигается при давлениях 25-40 МПа. |
и |
|
т |
|
Закачка жирного углеводородного газа с содержанием метана менее |
90 % называется вытеснением нефти обогащенным газом, при этом |
||||
смесимость газа с нефтью происходит при меньших давлениях. |
||||
|
|
|
б |
|
Особенно эффективно вытеснение газом применять для разработки |
||||
|
|
и |
|
л |
слабопроницаемых нефтяных пластов. |
|
|||
В процессе смешивающегося вытеснения нефти обогащенным газом |
||||
|
б |
|
|
|
происходят сложные физико-х м ческ е явления между пластовой неф- |
||||
тью и закачиваемым газом. |
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
Если происходит полное смешение газа и нефти, то вязкость и плот- |
||||
ность смеси уменьшается. |
|
|
|
|
Если вытеснение нефти происходит в условиях неполной смесимо- |
сти, то часть закачив емого газа находится в свободном состоянии. Сво- |
|
|
н |
бодный газ экстрагирует более легкие углеводороды из нефти, т.е. более |
|
н |
|
легкие углеводороды выделяются из нефти и смешиваются с газом. Газ,
обогащенный легкими углеводородами нефти, прорывается к скважинам, а основная частьо ефти, лишенная своих легких фракций, становится более вязкой. Это приводит к снижению эффективности вытеснения газом.
Закачка б гащенного газа высокого давления впервые в России была осуществлена на Ключевом месторождении легкой нефти в Краснодар-
ском крае, имеющем следующие геолого-физические параметры: |
||
|
к |
|
|
е |
2350 м; |
|
глубинатрзалегания |
|
л |
средняя нефтенасыщенная толщина пласта 10,3 м |
|
проницаемость |
2 |
|
|
0,02-0,04 мкм |
|
|
пористость |
0,194 |
|
вязкость пластовой нефти |
0,53 мПа.с |
содержание растворенного в нефти газа 180-200 м3/т
76
Э
|
пластовая температура |
|
94 оС |
|
|
|
|
|
|
|
НИ |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
начальное пластовое давление |
|
|
25,4 МПа. |
|
|
|
|
|
|
||||
|
На этапе закачки растворителя в пласте образуется три зоны: раство- |
|||||||||||||
рителя, смешения, нефти. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Смешение растворителя происходит за счет: |
|
|
|
|
|
||||||||
|
1) конвективного перемешивания частиц растворителя и нефти; |
|
||||||||||||
|
1) диффузионного проникновения молекул растворителя в нефть. |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
т |
е |
ка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
из прямолинейного пласта: |
|
||||||
|
Рис. 6. 1. Схема вытеснения нефти растворителемл |
|
||||||||||||
|
1 – растворитель; 2 – зона смеси; 3 - зона нефти. |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Уравнение распределения концентрации растворителя в линейном |
|||||||||||||
пласте имеет вид: |
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(6.1) |
|
|
|
|
∂c/∂t = ∂ (D ∂c/∂x) – v/m ∂c/∂x, |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где: с- концентр ция р створителя в смеси, v- скорость закачки, |
|
||||||||||||
|
н |
D = DE (1+Km grad μc), |
|
|
|
(6.2) |
|
|
||||||
|
|
|
DE = Dо + Dк , |
|
|
|
|
|
|
|||||
|
Dо –коэффициент молекулярной диффузии, |
|
|
|||||||||||
|
Dк - к эффициент конвективной диффузии однородной жидкости – |
|||||||||||||
прямо проп рци нален скорости закачки, |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Km - коэффициенто |
, учитывающий диффузию в смеси. |
|
|
||||||||||
|
Коэффициенты Dо, Dк,Km- должны определяться экспериментально. |
|||||||||||||
|
к |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Решение уравнения (6.1) для одномерного течения методом инте- |
|||||||||||||
гральных соотношенийтр |
имеет вид: |
|
|
(6.3) |
|
|
|
|
|
|
||||
л |
c(ξ ,t)=0.25[2-3 ξ / λ(t)+ ξ3/ λ3(t)], |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
где ξ =x-vt/m, |
|
|
(6.4) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
е2 λ- длина зоны смешения. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
77 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Э
Предположим, что вязкость смеси μc в зоне смеси меняется линейно |
||
от μр до μн.. |
|
|
Получим: |
|
|
2 λ=(48 Km(μн.- μр) DE t)1/3 . |
(6.5) |
АГ |
При известных коэффициентах Dо, Dк,Km, определяемых экспе- |
||
риментально, по формулам (6.3)-(6.5) можно рассчитывать для заданногоНИ |
момента времени длину зоны смешения и распределение концентрации растворителя в смеси.
Промысловый опыт закачки растворителя в пл ст
Опытные работы по закачке растворителя в верхние пласты “а” ,“б2”
горизонта Д1 на Миннибаевской площади проводились в 1964-1980 гг. В |
|||||||
пласт закачали 106 тыс.м3 стабильного газового бензина, затем 34062 |
|||||||
тыс.м3 отбензиненного сухого нефтяного газа. |
|
е |
ка |
||||
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
В процессе промыслового эксперимента наблюдались прорывы газа. |
|||||||
Поэтому было предложено перейти на чередующуюсят |
закачку газа и воды |
||||||
под повышенным давлением. |
|
|
|
|
о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
На 1 тонну закачанного растворителя было получено 2,9 т дополни- |
|||||||
|
|
|
|
и |
|
|
|
тельной нефти. Вместе с нефтью и газом обратно добыто 57 % закачанно- |
|||||||
го растворителя. |
|
и |
б |
|
давления применяется на |
||
|
|
|
|||||
Технология вытеснения газом высокогол |
|||||||
Самотлорском месторождении, месторождении Озек-Суат АО Ставро- |
|||||||
польнефтегаз. |
б |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Закачка газа применяется и как самостоятельный метод в нефтяную |
зону и в газовую шапку. Для предотвращения прорыва газа более эффек- |
||
|
|
ая |
тивно чередование закачки газа и воды, газа и пенных систем. |
||
6.2. Разработка месторождений с использованием закачки |
||
|
н |
|
н |
в пл ст двуокиси углерода СО2 |
|
Одним из эффективных методов из газовых методов увеличения |
нефтеотдачи является закачка в пласт СО2. Метод широко используется |
|
в США (мест р ждение Келли Снайдер. В пласт закачали 10 млрд. м3 |
|
тр |
|
СО2.) и на мест р ждении Будафа в Венгрии. |
|
Углекислыйо |
газ образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 |
оС. При |
емпературе выше 31,2 оС двуокись углерода находится в газооб- |
||
|
|
к |
|
разном состоянии при любом давлении. Тройная точка р=0,61МПа, Т= - |
|||
|
е |
|
о |
|
о |
|
|
56,6 С. Критическая точка р=7,38 МПа, Т=31,2 С. |
|||
л |
|
Вязкость жидкого СО2 составляет 0,05-0,1 мПа.с, газообразного |
при давлениях 8-25 МПа и температуре 20-100 оС изменяется от 0,02 до
0,08 мПа.с. Плотность газообразного углекислого газа при тех же условиях изменяется в пределах от 0,08 до 0,1 кг/м3.Зависимость удельного объ-
78
Э
ема СО2 для различных давлений и температуры можно найти в таблНИ2.49 в/28/. Плотность есть обратная величина удельного объема.
Он растворяется в воде значительно лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в одном м3 воды растворяется от 30 до 60 м3 СО2, образуя угольную кислоту Н2СО3, последняя растворяет отдельные виды цемента и породы и повышает проницаемость песчаников на 5-15 %, а доломитов - на 6-75 %.
временно экстрагирует легкие углеводороды и обогащается ими. Это приводит повышению смесимости СО2 и вытеснение становится смешиваю-
|
|
Двуокись углерода растворяется в нефти в 4 –10 раз лучше, чем в |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АГ |
воде. В одном м3 нефти при давлении 10 МПа и темпер туре 27 о С рас- |
|||||||||||||||
творяется 250-300 м3 СО2 , т.е. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
250 м3 /0,5265кг/ м3=475кг=0,475 т |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
Давление полной смесимости СО2 |
для разных н фтей различно, для |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ка |
|
маловязких нефтей оно меньше., чем для высоковязких тяжелых нефтей |
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(рис. 6.2). Повышение температуры от 50 до 100 С увеличивает давление |
|||||||||||||||
смесимости на 5-6 МПа. |
|
|
|
|
и |
о |
т |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
л |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
и |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
б |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
ая |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
н |
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис.6. 2. Н м грамма для определения критических давлений ρк |
|
||||||||||||
|
|
смесимостио |
смесей СО2 с нефтями в зависимости от температуры Т |
||||||||||||
|
|
|
|
|
и молекулярной массы нефти М/32/ |
|
|
|
|||||||
|
|
Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости, СО2 в |
|||||||||||||
|
|
тр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пластовых условиях лишь частично смешивается со многими нефтями. В |
|||||||||||||||
пласте кСО2, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одно- |
|||||||||||||||
л |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
79
Э
лекислым газом достаточно 9-10МПа. НИ При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО2 и
щимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося вытес-
нения нефти углекислым газом значительно меньше, чем чистым углево-
дородным газом. Так, для смешивающегося вытеснения легкой нефти уг-
леводородным газом требуется давление 27-30 МПа, а для вытеснения уг- АГ
нефти характеризуется процессом экстракции углеводородов из нефти в
СО2, а при низкой температуре механизм больше соответствует растворе- |
|
нию СО2 в нефти. |
ка |
|
При давлениях ниже давления смесимости, СО2 в пл сте находится
в газообразном состоянии в виде смеси с легкими фра циями нефти. При |
||||
|
|
|
|
е |
этом вязкость нефти, лишенной легких фракций, увеличивается. |
||||
При растворении в нефти СО2 вязкость н фти ум ньшается, а объ- |
||||
ем значительно увеличивается. |
|
|
о |
|
Как показали экспериментальные исследования, плотности пласто- |
||||
вой нефти Туймазинского, Арланского, Шкап всктго и Узеньского место- |
||||
|
|
и |
|
|
рождений увеличиваются с увеличением концентрации СО2 в ней, а ме- |
||||
сторождения Павлова Гора, наоборот, уменьшается |
|
|||
В работе Балинт В. и др./2/ утверждается, что плотность нефти при |
||||
|
б |
|
|
|
небольших значениях коэффициента растворимости СО2 в нефти с увели- |
||||
и |
|
газе увеличивается. При боль- |
||
чением концентрации СО2 в растворенномл |
уменьшаться. Если давление выше давления насыщения, с увеличением концентрации СО2 плотность нефти увеличивается.
ших значениях коэффициента раствор мости СО2 при увеличении концентрации СО2 плотность нефтибв начале увеличивается, а затем начинает
Вязкость нефти при растворении в ней углекислого газа снижается
тем сильнее, чем больше ее начальное значение.
|
|
Например, |
при вязкости нефти в начальных пластовых условиях |
|||
|
|
|
|
|
н |
|
100-600 мПа.с, ее вязкость при полной смесимости в ней СО2 снижается |
||||||
до 3-15 мПа.с, то есть, еаяменее, чем под действием температуры. |
||||||
|
|
И.И. Ду юшкин предложил следующую эмпирическую формулу |
||||
|
|
|
|
о |
ефти, насыщенной СО2 |
/32/: |
расчета вязкости |
||||||
|
|
μ н |
= A μtδ; нА=0,22/(0,22+Сн2); |
(2.4) |
||
|
|
|
тр |
|
|
|
|
|
δ = 0,362/(0,28+ Сн) –0,295. |
|
|||
|
|
к |
|
|
|
|
|
|
Здесь А и δ – эмпирические коэффициенты; μt – начальная вязкость |
||||
нефти; Сн- |
онцентрация СО2.. |
|
||||
л |
е |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
80 |
|