- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
Углекислый газ, растворенный в воде или введенный в пласт в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствует увеличению нефтеотдачи пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы.
СО2 — бесцветный газ тяжелее воздуха (относительная плотность 1,529). Критическая температура 31,05 °С, критическое давление — 7,38 МПа, критическая плотность — 468 кг/м3. При температуре 20°С под давлением 5,85 МПа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную массу с плотностью 1,65 г/см3, которая возгоняется при температуре — 78,5°С (при атмосферном давлении). Фазовая диаграмма углекислого газа в координатах давление — температура приведена на рис. VIII.2. Кривая 1 отделяет область газообразного состояния; 2 — жидкого и твердого; 3 — твердого и газообразного. Тройная точка Т соответствует равновесию трех фаз одновременно. Для углекислого газа температура тройной точки tтр=—56,4 OС, а давление р = 0,50 МПа.
Р ис. VIII.2 Фазовая диаграмма в координатах давления р – температура t для углекислого газа: Т – тройная точка; С – критическая точка
В табл. VIII.1 приведены данные, характеризующие свойства углекислого газа в точке росы (начало конденсации).
Таблица VIII.1 - Свойства углекислого газа в точках росы (линия ТС на рис. VIII.2)
Температура t, °C |
Давление р, МПа |
Плотность р, кг/м3 |
Коэффициент летучести |
|
жидкости |
газа |
|||
20 |
5,73 |
778 |
193 |
0,178 |
21 |
5,86 |
767 |
202 |
0,174 |
22 |
6,0 |
755 |
211 |
0,170 |
23 |
6,14 |
742 |
221 |
0,167 |
24 |
6,29 |
729 |
231 |
0,163 |
25 |
6,44 |
714 |
242 |
0,160 |
26 |
6,58 |
697 |
256 |
0,156 |
27 |
6,74 |
679 |
272 |
0,152 |
28 |
6,89 |
657 |
291 |
0,148 |
29 |
7,05 |
630 |
312 |
0,145 |
30 |
7,21 |
593 |
340 |
0,142 |
31,05 * |
7,38 |
468 |
0,139 |
|
* Критическая точка |
Н а рис. VIII.3 представлены линии равной плотности углекислого газа на диаграмме фазовых состояний, из которого следует, что плотность двуокиси углерода в пластовых условиях сопоставима с плотностью нефти.
Р ис.VIII.3 – Линии равной плотности двуокиси углерода на диаграмме фазовых состояний (шифр кривых – плотность углекислого газа в кг/м3)
Рис.VIII.4 – Зависимость вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах
На рис. VIII.4 приведены зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при различных температурах. Видим, что вязкость СО2 в пластовых условиях значительно меньше вязкости нефти. Ниже приведены данные поверхностного натяжения двуокиси углерода для некоторых значений температур.
Температура, °С -52 0,0 +20 +25
Поверхностное натяжение , мН/м 16,54 4,62 1,37 0,59
Р астворимость СО2 в воде с увеличением давления возрастает (рис. VIII.5). Массовая доля его не превышает 6 %. С повышением температуры до 80 °С и минерализации воды растворимость СО2 уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает (при t=20°C и р=11,7 МПа вязкость карбонизированной воды составляет 1,21 мПас).
Рис VIII.5. Растворимость СО2 в воде в зависимости от давления и температуры (шифр кривых — давление насыщения воды двуокисью углерода)
Растворимость воды в газообразной двуокиси углерода показана на рис. VIII.6. Для перехода от молярных долей к массовым на рис. VIII.7 дана диаграмма связи этих величин системы вода — двуокись углерода.
Р ис. VIII.6. Растворимость воды в газообразной двуокиси углерода
Р ис. VIII 1.7. Связь молярных и массовых долей системы H2O—СО2 1 - доля CO2 в жидкой фазе; 2 — доля Н2О в газовой фазе
Растворимость углекислого газа в нефтях (см. рис. III. 13) является функцией давления, температуры, молекулярной массы и состава нефти. С уменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость СО2 в них возрастает. С очень легкими нефтями СО2 смешивается полностью при давлениях 5,6— 7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью — нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинов и т. д.). С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.
Для характеристики состава и свойств нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще меньше для нефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов. Характеристический фактор нефти может быть вычислен по формуле
, (VIII.4)
где - отношение плотности нефти при t=20°С к плотности воды при t=4°C и нормальном давлении; М — молекулярная масса дегазированной нефти.
Н а рис. VIII.8 приведена диаграмма растворимости двуокиси углерода в дегазированной нефти с характеристическим фактором, равным 11,7, в зависимости от давления насыщения и температуры.
Рис VIII.8 Растворимость двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором Ф=11,7 в зависимости от давления и температуры
Для нефтей с характеристическим фактором, отличающимся от 11,7, растворимость двуокиси углерода в них может быть рассчитана по формуле
(VIII.5)
Здесь F1= 1,64610-3(11,7—Ф) (t—40),
F2=0,995+1,66610-2(Ф—11,5).
Nф, N11.7 — молярные доли двуокиси углерода в нефти с характеристическим фактором Ф и 11,7 соответственно; t — пластовая температура, °С; р — давление насыщения нефти двуокисью углерода, МПа.
Так как для многих отечественных месторождений молекулярная масса нефти в справочной литературе не приведена, то этот параметр можно оценить по формуле , (VIII 1.6)
где - безразмерная вязкость, численно равная вязкости дегазированной нефти в мПас в поверхностных условиях.
Для увеличения нефтеотдачи пластов углекислый газ в качестве вытесняющей нефть оторочки нагнетается в сжиженном виде в пористую среду и затем проталкивается карбонизированной водой. По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4—5 % от объема пор обрабатываемого участка, нефтеотдача возрастает более чем на 50 % по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ — эффективное средство увеличения нефтеотдачи как карбонатных коллекторов, так и песчаников, в которых пластовое давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24—71 °С.
По данным БашНИИнефть, хорошие результаты получены при вытеснении нефти карбонизированной водой с массовой долей СО2 в растворе, равной 4—5 %. Однако, по данным американских исследователей, при вытеснении нефти оторочкой углекислого газа конечная нефтеотдача на 25—30 % выше, чем при использовании карбонизированной воды.
Углекислый газ, растворяясь в нефти, уменьшает ее вязкость. При этом возрастает объем нефти, а в некоторых случаях значительно снижается ее поверхностное натяжение на границе с водой. Увеличение объема нефти сопровождается повышением насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к возрастанию относительной проницаемости пород для нефти. При контакте двуокиси углерода с нефтью легкие компоненты последней растворяются в СО2 (экстрагируются двуокисью углерода) и переносятся на фронт вытеснения, что также способствует увеличению нефтеотдачи в связи с высокой подвижностью и смешиванием с нефтью смесей СО2 с легкими углеводородами.
Р ис. VIII.9 Номограмма для определения критических давлений смесей двуокиси углерода с различными нефтями в зависимости от температуры и молекулярной массы нефти (составлена И.И.Дунюшкиным и А.Ю.Намиотом)
Экстрагирование легких углеводородов из нефти происходит тем интенсивнее, чем выше давление. Как показывают опыты, массовая доля экстрагированных углеводородных компонентов нефти двуокисью углерода в зависимости от состава нефти может достигать десятков процентов. При этом возникают условия смесимости нефти с двуокисью углерода, если в нефти содержится достаточное количество легких углеводородов и если пластовые давления и температура равны критическим значениям образующихся в пористой среде смесей. На рис. VIII.9 представлена номограмма для определения условий смешивания различных нефтей с двуокисью углерода. На этом рисунке приведены значения критических давлений смесей в зависимости от пластовой температуры и молекулярной массы дегазированной нефти. При пластовом давлении, равном или превышающем значение критического давления смеси для нефти с заданными молекулярной массой и пластовой температурой, будет наблюдаться локальное (на фронте вытеснения) полное смешивание нефти с двуокисью углерода. Если смешивания не происходит, основная масса оторочки двуокиси углерода вследствие непоршневого вытеснения воздействует на нефть, лишенную легких углеводородов (пластового газа). Однако и в этом случае двуокись углерода оказывает благоприятное влияние на результаты вытеснения вследствие уменьшения вязкости нефти за счет растворения в ней СО2 и вследствие возрастания в зоне вытеснения объема нефти с соответствующим увеличением насыщенности порового пространства углеводородными смесями. На рис. VIII.10 приведены графики, характеризующие влияние растворенного в дегазированных нефтях двуокиси углерода на их вязкость.
Р ис. VIII.10. Зависимость вязкости нефтей от давления насыщения их двуокисью углерода
Вязкость нефти (в мПас), насыщенной двуокисью углерода, можно определить по формуле
(VШ.7)
где — безразмерная вязкость, численно равная (при температуре процесса) вязкости исходной нефти (в мПас), в которой растворяется двуокись углерода; A(q) и (q) - эмпирические коэффициенты, определяемые по формулам
(VIII.8)
Здесь q' — массовая доля двуокиси углерода в нефти.
На рис. VIII.11 приведены графики, характеризующие изменение относительного объема нефтей (коэффициентов набухания) в зависимости от молярной доли растворенной в них двуокиси углерода и отношения молекулярной массы дегазированной нефти к ее плотности (Мн/н).
О некоторых причинах увеличения нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислым газом упоминалось выше (уменьшаются вязкость нефти и поверхностное натяжение, возрастают объемы и сжимаемость нефти).
Положительное влияние углекислоты на нефтеотдачу является также следствием активного химического взаимодействия углекислого газа с породой. Например, в опытах, проведенных Н. С. Гудок, проницаемость образца (известняка) по воде после воздействия углекислым газом возросла в 2 раза (с 0,0075 мкм2 до 0,016 мкм2) вследствие реакции породы с СО2.
Под воздействием СО2 повышается кислотность глин, что способствует их сжатию и предотвращает набухание. Все эти факторы в сумме способствуют значительному увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти из пласта углекислым газом и карбонизированной водой.
Р ис. VIII.11. Зависимость относительного объема нефти (отношения объемов нефти, насыщенной двуокисью углерода, и того же количества дегазированной нефти) от молярной доли растворенной в ней двуокиси углерода
Промышленные опыты по закачке в пласт СО2 дали обнадеживающие результаты.
Значительные количества необходимого углекислого газа можно получить путем улавливания его из дымовых и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств. Встречаются в природе также залежи углекислого газа с примесями других газов.
Для совершенствования процесса необходимы дальнейшие исследования процесса, изменения физических и физико-химических свойств пластовой системы и закономерностей фазовых превращений углеводородов при введении углекислого газа в пласт различных залежей, вопросов борьбы с коррозией оборудования.
В заключение следует отметить, что углекислый газ в нефтепромысловом деле применяется также для охлаждения забоев скважин (используется СО2 в твердом виде) с целью повышения эффективности кислотных обработок. Холодная соляная кислота способна проникать в карбонатный пласт в удаленные от забоя скважин зоны, сохраняя свою активность. Кроме того, само добавление СО2 в соляную кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции.