Главная страница | Контакты | Случайная страница Автомобили Астрономия Биология География Дом и сад Другие языки Другое Информатика История Культура Литература Логика Математика Медицина Металлургия Механика Образование Охрана труда Педагогика Политика Право Психология Религия Риторика Социология Спорт Строительство Технология Туризм Физика Философия Финансы Химия Черчение Экология Экономика Электроника

ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПОРИСТЫХ СРЕД

В главе III были рассмотрены свойства нефтегазовых смесей и, в частности, явление обратного или ретроградного их испарения, сущность которого заключается в том, что свойства сжатых под высоким давлением углеводородных газов сходны со свойствами углеводородных жидкостей. Например, плотность сжатого нефтя­ного газа при давлении 50 Мн1м^г достигает 400 кг/м³. Сжатый под высоким давлением газ действует на нефть как эффективный ее растворитель аналогично тому, как бензин может растворять в себе тяжелые масляные фракции. При низких же давлениях плот­ность и растворяющая способность газов малы. Поэтому при сниже­нии давления в газовой среде, содержащей жидкие углеводороды, последние выпадают в виде конденсата. Эти свойства сжатых газов могут быть использованы для увеличения нефтеотдачи пластов. При этом в залежь для повышения давления нагнетают газ, в котором растворяется некоторое количество жидких компо­нентов нефти. Опыты показывают, что при некоторых весьма высо­ких давлениях в газе растворяются почти все компоненты нефти, за исключением смолистых и некоторых других тяжелых. Добывая затем этот газ, содержащий в себе нефть или ее компоненты, на поверхности получают конденсат, выпадающий при сниже­нии давления. Таким образом сущность этого метода заключа­ется в искусственном превращении месторождения в газоконденсатное.

К недостаткам этого метода относится то, что для растворения всей нефти требуются очень высокие давления (70—100 ^{2 )} 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 потребного газа остается весьма высоким.

Процесс может быть значительно упрощен и удешевлен, если извлекать не всю нефть, а только ее наиболее ценные летучие фрак­ции. Это может быть достигнуто при нагнетании меньших объемов сухого газа при более низких давлениях по сравнению с давлениями, необходимыми для полного растворения нефти. В остальном сущ­ность процесса остается той же.

Опытами установлено, что при нагнетании в модель пласта, содержащего легкие нефти, газов высокого давления нефтеотдача бывает большей, чем должна быть только при обратном испарении фракций нефти. Предполагается, что газ, движущийся по пласту, постепенно обогащается этаном и более тяжелыми углеводородами, а метан, встречаясь со свежими порциями нефти, имеющими давле­ние насыщения ниже давления нагнетающего 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 при этом становится близким к тому, кото­рый наблюдается при вытеснении нефти жидким растворителем (рис. 117).

При рассмотрении и интерпретации различных процессов фазо­вых превращений, которые встречаются при вытеснении нефти газом, полезно пользоваться тре­угольными диаграммами (рис. 118) 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 треугольной диаграммы характеризует состав угле­водородной системы в виде соотношения каждой из трех групп компонентов метана (С₁), углеводородов от этана (С₂) до гексана (С₆) и гептана+высшие компо­ненты (С_7+высш.). Верши­ны треугольников соответ­ствуют 100%-ному содер­жанию соответствующих групп компонентов в си­стеме. Сплошная линия (в виде петли) на диаграм­ме представляет собой кривую 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 — казовой. Они соединя­ются в точке 8, которая характеризует состав сме­си с критическими давле­нием и температурой. Линия 2 (связывающая линия) оканчи­вается в точках на кривой состава насыщенного пара и на кривой состава насыщенной газом жидкости, т. е. эти две точки предста­вляют собой составы насыщенного пара и насыщенной газом нефти, которые были бы в равновесии друг с другом, если бы они были в контакте при данных температуре и давлении, для которых соста­влена диаграмма.

Смеси, обозначенные точками выше и справа от кривой насыщен­ного пара, представляют газ (область 5), и смеси, обозначенные точками ниже и слева кривой насыщенной газом жидкости, пред­ставляют собой нефть (область 6). Смеси, лежащие в области правее и ниже кривой раздела фаз, относятся к области критических сме­сей и находятся либо в газовой, либо в жидкой фазе. Участок этой области, лежащей выше и справа от кривой раздела фаз (область 10), содержит в смеси меньшее количество тяжелых компонентов С_{7 + высш}. Эти углеводороды смешиваются со смесями, представленными точ­ками в газовой области. Другой участок критической области сме­сей лежит ниже и справа двухфазной области (область 9). Смеси здесь имеют меньше метана (С₁) и смешиваются с углеводородами, представленными точками в нефтяной области.

Ранее уже упоминалось, что в зависимости от пластовых усло­вий (давления и температуры), состава нефти и нагнетаемого газа возможны различные варианты процесса вытеснения нефти газом. При нагнетании в пласт сухих газов (например, метана) при низ­ком пластовом давлении он будет выносить из пласта сравнительно небольшие количества главным образом промежуточных компонен­тов (С₂ — С₆).

Более сложное взаимодействие нефти и газа происходит при нагнетании в пласт жирных газов, содержащих значительное коли­чество компонентов (С₂ — С₆). При перемещении в пласте нефть и жирный газ могут подвергаться существенным изменениям вслед­ствие конденсации компонентов газа в нефти и явлений обратного испарения. При этом в зависимости от пластовых условий и исход­ного состава системы вытеснение нефти может происходить как в критических, так и некритических условиях. Треугольные диа­граммы позволяют проследить детальные различия между упомя­нутыми видами газового воздействия на пласт, — например раз­личия между процессом перевода нефти в газоконденсатное состоя­ние и закачкой газа под высоким давлением с частичным переводом компонентов нефти в газовую фазу.

В качестве примера проследим по треугольной диаграмме изме­нение свойств нефтегазовых смесей при вытеснении нефти жирным газом, тяжелые компоненты которого могут конденсироваться в пластовых условиях и переходить в нефтяную фазу с возникно­вением условий критического вытеснения, при котором между неф­тяной и газовой зонами образуется смесь углеводородов, находя­щихся при данных условиях в пласте в области выше критической (рис. 119). При этом, следовательно, нефть вытесняется газом в условиях, когда отсутствуют мениски на разделе фаз и нефтеотдача может быть повышена до значений, близких к 100%.

Пусть жирный газ, характеризующийся составом точки газ-5 в пласте вытесняет нефть с составом нефтъ-4. При контакте их газ теряет часть своих тяжелых компонентов и приходит в равновесие с нефтью, обогатившейся за счет газа новыми компонентами (точки 1—1 на кривых составов насыщенного пара и насыщенной жидкости). В последующем при контакте с новыми порциями газа, имеющего исходный состав газ-5, эта нефть все больше обогащается углеводородами С₂ — С₆ из газа и состав ее характеризуется после­довательно точками 2, 3 и т. д. Этот процесс будет проходить до тех пор, пока состав нефти не станет таким, который при данных усло­виях находится в критической точке. После этого двухфазный поток перейдет в однофазный и состав смеси будет изменяться вдоль пласта от области вытесняющего газа до области вытесняемой нефти без поверхности раздела. Таким образом, нефть при нагнетании в пласт жирного газа вытесняется как бы жидким растворителем, смешивающимся с нефтью.

В последнее время в СССР и за рубежом весьма интенсивно разрабатываются методы увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания в них непосредственно растворителей (органических спиртов, ацетона, бензола, жидкого пропана и т. д.). Сущность этих методов заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается по пласту другим более дешевым веществом. Оторочка, двигаясь по пласту, растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды.

Для нефтяных залежей предложены следующие схемы вытесне­ния растворителями: нефть — органические спирты — вода; нефть— сжиженные углеводородные газы (СУГ) — газ.

Лабораторные опыты показывают, что при вытеснении нефти, например, жидким пропаном нефтеотдача приближается к 100%. Это может быть объяснено отсутствием поверхностей раздела между нефтью и вытесняющей ее жидкостью, а следовательно, и капилляр­ных сил, препятствующих вытеснению нефти. Опытами установлено, что при движении отороч­ки растворителя через по­ристую среду происходит размывание ее вследствие разбавления растворителя с одного края нефтью, а с другого — вытесняю­щим агентом (рис. 120). Поэтому эффективность процесса во многом зави­сит от параметров пласта и условий вытеснения, определяющих закономерности движения оторочки растворителя — соотношения вязкостей нефти и выте­сняющей жидкости, длина пласта и степень однородности его физических свойств, скорость вытеснения и т. д.

Оптимальный размер оторочки, необходимый для сохранения ее сплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам для различных условий, еще не установлен. При прак­тическом осуществлении процесса размеры оторочки колеблются от 4 до 12% объема порового пространства.

Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотноше­ния вязкостей нефти и растворителя.

Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя.

По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вы­теснении нефти по схеме «жидкий пропан — газ» увеличение давле­ния в пласте приводит к более полному ее извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью.

Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Легкие нефти более эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс за­медляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя.

Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефтью, например спирт.

В настоящее время метод увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания в них сжиженных газов проходит промышленные испы­тания.

По литературным данным в США работы по вытеснению нефти растворителями проводятся на многих объектах.