7.9 Извлечение нефти газом высокого давления

В разделе 3 были рассмотрены свойства нефтегазовых сме­сей и, в частности, явления обратного или ретроградного их ис­парения. Эти свойства сжатых газов можно использовать для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для по­вышения давления необходимо нагнетать газ, который стано­вится растворителем жидких компонентов нефти. По данным опытов, при некоторых весьма высоких давлениях в газе рас­творяются почти все компоненты нефти, за исключением смо­листых и других тяжелых ее составляющих. Добывая затем этот газ, в котором содержатся пары нефти или ее компоненты, на поверхности можно получать конденсат, выпадающий при снижении давления. Таким образом, сущность этого метода за­ключается в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное. Практически это трудно осуществить, так как для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70 – 100 МПа) и огромные объемы газа (до 3000 м³ в нор­мальных условиях для растворения 1 м³ нефти). Давления об­ратного испарения значительно уменьшаются, если в составе нагнетаемого газа содержатся тяжелые углеводородные газы — этан, пропан или углекислота. Но объем требующегося газа остается высоким.

Процесс можно значительно упростить и удешевить, если извлекать за счет процесса испарения лишь наиболее ценные летучие фракции нефти. Для этого следует нагнетать меньшие объемы сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти в газе. В остальном сущность процесса остается той же.

Опытами установлено, что в процессе нагнетания в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления, нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при об­ратном испарении фракций нефти. Движущийся по пласту газ постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводоро­дами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имею­щими давление насыщения ниже давления нагнетаемого газа, растворяется в нефти. Газ, содержащий значительное количе­ство тяжелых углеводородов, уже при сравнительно небольших давлениях и температурах полностью смешивается с нефтью. Нефтеотдача при этом высокая, так как процесс становится близким к тому, который наблюдается во время вытеснения нефти жидким растворителем.

При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазовых превращений, которые встречаются в процессе вытес­нения нефти газом, пользуются диаграммами (рис. 7.18) физического состояния углеводородной системы при заданных температуре и давлении. На этой диаграмме углеводородная система произвольно представлена в виде трех групп компонен­тов— любая точка в пределах диаграммы характеризует со-

Рисунок 7.18 – Диаграмма физического состояния углеводородных систем при заданных температуре и давлении: 1 – кривая раздела фаз; 2 – связывающая линия; 3 – двухфазная область; 4 и 7 – кривые составов насыщенного пара и контактирующей с ним жидкости; 5 –газ; 6 – нефть; 8 – состав смеси, находящейся при данном давлении и температуре в критической точке; 9 – критические составы, смешивающиеся с нефтью; 10 - критические составы, смешивающиеся с газом

став углеводородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов: метана С₁, углеводородов от этана С₂ до гексана С₆ и гептана C₇. Вершины треугольников соот­ветствуют 100-процентному содержанию соответствующих групп компонентов в системе. Сплошная линия 1 (в виде петли) на диаграмме является кривой раздела фаз. Она ограничивает двухфазную область. Кривая раздела фаз представляет собой геометрическое место точек состава систем, которые имеют при заданной температуре данное давление насыщения. Нижний участок кривой относится к жидкой фазе, а верхний — к газовой. Они соединяются в точке 8, которая характеризует со­став смеси с критическими давлением и температурой. Линия 2 представляют собой нефть (область 6). Смеси в об­ласти правее и ниже кривой раздела фаз относится и область критических смесей и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. На участке этой области выше и справа от кривой раздела фаз (область 10) в смеси содержится меньшее количе­ство тяжелых компонентов C₁₊. Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными точками в газовой области. Дру­гой участок критической области смесей расположен ниже и справа от двухфазной области (область 9). В смесях здесь со­держится меньше метана C₁ и смешиваются они с углеводоро­дами, представленными точками в нефтяной области.

Уже упоминалось, что в зависимости от пластовых условий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. Если в пласт нагнетают сухие газы (например, метан) при низком пластовом давлении, тогда будут выноситься срав­нительно небольшие количества промежуточных компонентов (C₂-C₆).

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное количество компонентов (C₂-C₆). Во время перемещения в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вследствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. В зависимости от пластовых условий и исходного состава системы нефть может вытесняться

как в критических, так и в некритических условиях.

В качестве примера рассмотрим изменение свойств нефтяных смесей в процессе вытеснения нефти жирным газом, компоненты которого могут конденсироваться в пластовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникновением условий критического вытеснения. При критическом вы­теснении между нефтяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находящихся в данных условиях в пласте в об­ласти выше критической (рис. 7.19). В таком случае нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100 %.

Рисунок 7.19 – Схема образования критических условий вытеснения нефти при нагнетании в пласт газов, богатых тяжелыми компонентами: 1-1, 2-2, 3-3 – пути перехода смеси из одного состояния в другое при взаимодействии нагнетаемого газа с нефтью

Пусть жирный газ (точка 5) вытесняет в пласте нефть (точка 4). При их контакте газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся новыми компонентами (точки 1 - 1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости. В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав, эта нефть все больше обогащается углеводородами C₂ – C₆ и состав ее характеризуется точками 2,3 и т.д. Этот процесс будет происходить до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных условиях находится в критической точке. Затем двухфазный поток станет однофазным и состав смеси будет изменяться вдоль вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть в процессе нагнетания в пласт жирного газа вытесняется средой, смешивающейся с нефтью.

Такой процесс в практических условиях возможен лишь при высоких давлениях. На рисунке 7.20 приведена диаграмма трой­ной системы метан - н-бутан - декан при температуре 71 °С и различных давлениях. Как следует из этого рисунка, возникно­вение взаиморастворимой переходной зоны возможно в рассма­триваемой системе только при давлениях выше 14 МПа. Если считать, что декан моделирует нефть, а смесь метана с н-бутаном — обогащенный сжатый газ, то взаиморастворимое вытес­нение будет при пластовом давлении р_пл= 14,06 МПа и t= 71 °С, т. е. когда массовая доля н-бутана в метане превысит 25 % (точка Е₁). С увеличением пластового давления эти усло­вия достигаются при меньших концентрациях н-бутана в метане (при давлении вытеснения 28,1 МПа молярная доля н-бутана в газе может быть уменьшена до

7 % (точка Е₂).

Рисунок 7.20 – Диаграмма тройной системы метан – н-бутан – декан при температуре 71^° C: C₁ и C₂ – критические точки; C₁E₁ и C₂E₂ – отрезки, характеризующие предельные составы газа, при которых возможно образование переходной зоны, взаиморастворимой с нефтью и вытесняющим газом, при давлениях вытеснения соответственно 14,06 и 28,1 MПа

Сложность состава нефтей и сложность процесса вытесне­ния их газом затрудняет разработку расчетных методов опреде­ления условий смешивания различных нефтей и газов. Пред­ложены приближенные способы определения условий их смеши­вания, которые можно использовать лишь для ориентировочных расчетов.

Заключение

Традиционное изложение физики пласта на наш взгляд состоит в том, что уделяется непомерно большое внимание вспомогательному материалу по различным разделам конкретным значениям параметров пласта, способам определения и расчета их физических свойств, используемых в нефтегазовом деле.

В настоящее время основной тенденцией развития нефтегазопромысловых отраслей промышленности является создание и развитие моделей природных и технологических комплексов добычи и транспортировки углеводородов.

В последние годы в мировой практике наметилась тенденция к рассмотрению нефтегазовых пластов как физически активных гетерогенных систем, что позволяет рассматривать влияние технологического воздействия с новых позизий.

В настоящее время развитие нетрадиционных технологий разработки нефтяных и газовых месторождений связано с освоением трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти и газа.

Решение этих задач требует существенного углубленного изучения свойств и процессов, происходящих в нефтегазовом пласте и понимания их физической сути.

Рис.

Рис.

Эти рисунки уже вставлены

Рис. 7.5. Растворимость СО₂ в воде в зависимости от давления и температуры (шифр кривых – давление насыщения воды двуокисью углерода)

Рис.7.6 Рис.7.7

Рис.7.8

' w so в

Рис.7.9 . Номограмма для определения критических давле­ний смесей двуокиси углерода с различными нефтяии а за­висимости от температуры и молекулярной массы нефти (со­ставлена И. И. Дунюшкнным и А. Ю. Намиотом)

Рис.7.10

Рис.7.11. Зависимость относительного объема нефти (отношения объемов нефти, насыщенной двуокисью углерода, и того жеколичества дегазирован­ной нефти) от молярной доли растворенной в ней двуокиси углерода