3.2. Добавки в воду, регулирующие наноявления ионнообмена при вытеснении нефти

При вытеснении нефти водой может происходить переход компонентов нефти (таких как СO₂, H₂S и другие) в водную фазу.

Компонентообмен между нефтью и водой при заводнении про­исходит в результате растворимости легких компонентов нефти в недонасьпценной ими закачиваемой в пласт воде. Если пластовая нефть содержит сероводород, то вследствие хорошей растворимости его в воде он начнет переходить в водную фазу и добываться вместе с ней. С учетом токсичности сероводорода степень влияния компонентообмена при разработке пластов с сероводородосодержащими нефтями нуждается в детальном исследовании.

Для изучения особенностей компонентообмена в нефтяных пла­стах наиболее реально использовать математическое моделирование процессов. Несмотря на большие сложности как гидродинамического (учет всех характеристик процесса в уравнениях математической мо­дели), так и расчетного (сложность алгоритма, требования к объему памяти и скорости счета ЭВМ) характера, математическое моделиро­вание в некоторых случаях при анализе сложных процессов имеет преимущество перед лабораторными исследованиями. Однако основ­ные зависимости, используемые при математическом моделировании, основаны на более простых лабораторных экспериментах.

При математическом моделировании исследуемого процесса во­да без каких-либо других компонентов вытесняла из пласта нефть следующего состава, %: С₁ - 42; С₂ - 8; С₃ - 6; С₄ - 3; С₅ - 4; С₆ - 1; Ф₁ - 10; Ф₂ -2; Ф₃ - 3; Ф₄ - 1; N₂ - l; С0₂ - 3; Н₂ - 16 (Ф₁ ;Ф₂; Ф₃; Ф₄ - условные фракции для моделирования общих свойств нефти с температурой кипения со­ответственно 134°С, 224°С, 297°С и 320°С и плотностью соответст­венно 778 кг/м³, 831 кг/м³, 870 кг/м³ и 897 кг/м³).

Плотность и вязкость нефти при давлении 30 МПа и температу­ре 105°С равны соответственно 450 кг/м³ и 0,14 мПа.с, плотность и вязкость воды - соответственно 1014 кг/м³ и 0,3 мПа.с. Пласт считал­ся однородным с проницаемостью 0,03 мкм² и пористостью 0,09. Давление насыщения нефти газом 26 МПа. В расчетах использовали фазовые проницаемости для низкопроницаемых коллекторов и кон­станты фазовых равновесий при давлении выше давления насыще­ния. Плотность воды считали линейно зависящей от давления с ко­эффициентом сжимаемости воды, лишенной растворенного газа:

₍₅₎

При математическом моделировании процесса рассматривали изотермическую фильтрацию N-компонентной смеси, состоящей из компонентов углеводородных и неуглеводородных (азота, диоксида углерода, сероводорода). Последним компонентом является водный. Были добавлены формулы для расчета плотности воды по линейной зависимости от давления с коэффициентом сжимаемости воды (З_в ко­торый определяется массовой и мольной долями растворенных в воде компонентов. Параметр находили по формуле:

, (6)

где =0,01 т/м³ - коэффициент; Г - содержание растворенного газа в воде, м³/т, причем Г можно определить, зная состав воды.

Из расчетов следует, что компонентообмен между нефтью и во­дой существенно изменяет вязкость и плотность р_н нефти. Если рассматривать эти перемены на момент прокачки одного порового объема воды, то наиболее существенные изменения будут в радиусе 50-100 м от нагнетательной скважины (при расстоянии между сква­жинами L=500-1000 м). Для водонасыщенности 0,15 значения и р_н изменяются только в зоне нагнетательной скважины, причем на 7%, а р_н - 2,5%. Для водонасыщенности 0,5 процесс перемены свойств нефти захватывает уже большую часть пласта. При этом мак­симальное изменение в указанной зоне произошло на 41%, р_н - на 11,4%. В случае, когда водонасыщенность равна 0,85, процесс захватывает все зоны пласта и меняется в зоне нагнетательной скважи­ны уже в 2,5 раза и в зоне добывающей скважины - на 15%, а р_н соот­ветственно на 27,3% и 4,9%. При увеличении объемов прокачки зона изменений и р_н будет увеличиваться и в пределе промытой водой части пласта и р_н остаточной нефти будут значительно отличаться от аналогичных параметров начальной.

Расчеты показали, что в воде растворяются только легкие ком­поненты: H₂S, С0₂, СH₄ и частично С₂Н₅. Вода после установления равновесия с нефтью без изменения состава продвигается по пласту и вытесняет нефть исходного состава.

Таким образом, первоначально источником легких компонентов для водной фазы является только часть компонентов нефти. При ука­занных выше параметрах (на момент прокачки одного порового объ­ема воды, L=500-1000 м) размер этой зоны равен 200-400 м. По мере увеличения объема прокачки, размер зоны, отдающей из нефти в воду легкие компоненты будет расти.

Был проведен расчет компонентоизвлечения для варианта вы­теснения нефти водой при площадной расстановке скважин. Сущест­венное увеличение отбора получено для H₂S и СО₂ и незначительное для выноса СH₄. Коэффициент компонентоизвлечения для H₂S уве­личился на момент времени 20 лет от 0,465 до 0,5, для СО₂- от 0,465 до 0,487. Если нефть не содержит хорошо растворимых в воде ком­понентов (H₂S и СО₂), то компонентоизвлечение изменяется незна­чительно.

Переход компонентов нефти в воду изменяет не только компо­нентоизвлечение, но и сжимаемость воды и нефти в процессе вытес­нения. Расчет влияния компонентообмена на коэффициент сжимае­мости нефти в процессе вытеснения показал, что в основном он будет изменяться в промытой водой зоне, где уменьшится на 40%.

Казалось бы, в чем проблема увеличения выхода H₂S на 3,5%. Но этот пример был посчитан для условий месторождения Тенгиз, где содержание H₂S составляло около 20%. При этом для обессеривания строился завод. Так вот, увеличение количества H₂S в продукции скважин требовало либо увеличить на эти же 3,5% пере­рабатывающую мощность завода, либо при заданной перерабаты­вающей мощности уменьшить на 3,5% уровень добычи нефти. А это уже сотни тысяч тонн.

Столь же актуален для условий месторождения Тенгиз вопрос о сжимаемости пласта в процессе заводнения, поскольку усадка по­верхности над месторождением Тенгиз с толщиной продуктивного пласта более 1 км имеет важнейшее значение для этой территории.

Поэтому облагораживание воды добавками, регулирующими на­ноявления ионнообмена, имеет огромную практическую значимость.