Теоретические основы химической технологии, 2022, T. 56, № 6, стр. 729-734

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время основная доля нефти в России относится к трудноизвлекаемой [1]. Для их освоения применяются традиционные технологии, такие как заводнение, потокотклонение, паротепловое воздействие, которые имеют пороговые ограничения по вязкости пластовой нефти и проницаемости пористой среды [2]. Для преодоления пороговых ограничений требуется разработка третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), в качестве которого предлагается использовать закачку диоксида углерода. При этом закачка углекислого газа известна, и широко применялась ранее на месторождениях в Башкортостане, Татарстане и Самарской области, а так же за рубежом [3–5] – в Турции, Венгрии, Хорватии, США и Канаде. Первые промысловые эксперименты по нагнетанию CO₂ в нашей стране были проведены на Александровской площади Туймазинского месторождения на территории Оренбургской области, на Радаевском, Козловском, Сергиевском и Елабужском месторождениях в 1960–1980-х годах 20 в. [6–8]. Закачка углекислого газа осуществлялась в высокопроницаемые нефтяные пласты (проницаемостью 0.1 мкм² и выше), что и определило относительно высокую технологическую эффективность применения метода СО₂-вытеснения – в среднем около 0.25 т дополнительно добытой нефти на 1 т закачанного диоксида углерода. Наиболее поздними промысловыми экспериментами по закачке диоксида углерода в нефтяной пласт являются работы [9, 10]. Результаты промысловых экспериментов показали, что диоксид углерода – эффективный вытесняющий агент при вытеснении нефти из проницаемых и высокопроницаемых пластов. В ходе промысловых экспериментов было закачано 300 т жидкого диоксида углерода, что позволило снизить динамическую вязкость пластовой нефти с 1187 до 12 мПас. Все описанные промысловые эксперименты были проведены путем закачки углекислого газа в газовом состоянии, либо в жидком, что сопряжено с высокими материальными затратами на добычу 1 т нефти, которые увеличиваются при снижении проницаемости пористой среды.

Для повышения технологической эффективности метода СО₂-вытеснения предлагается закачивать диоксид углерода при сверхкритических (СК) параметрах состояния и исследовать метод в лабораторных условиях так как на конечный коэффициент вытеснения нефти оказывает влияние большое количество факторов: динамическая вязкость пластовой нефти, проницаемость нефтяного пласта, термобарические условия в пласте и ряд других, исследование которых позволяет обеспечить наиболее технологически эффективный режим вытеснения нефти из пластов низкой проницаемости.

В этой связи лабораторные исследования указанных факторов на коэффициент вытеснения нефти (КВН) сверхкритическим СО₂ на физических моделях нефтяного пласта являются актуальными и позволяют выдать технологические рекомендации на проведение опытно-промысловых испытаний в смешивающемся режиме. При этом необходимо провести исследования на низкопроницаемых пористых средах (при значениях проницаемости ниже 0.05 мкм², которая является пороговой для традиционных МУН [2]) по вытеснению модельной маловязкой нефти с использованием сверхкритических флюидных систем, которые позволят не только получить значения коэффициента вытеснения нефти, но и объяснить полученные эффекты с точки зрения термодинамики и гидродинамики. В качестве маловязкой нефти используется керосин вязкостью 1.2 мПа с, который является изовискозной моделью маловязкой нефти, насыщающей девонские пласты терригенного типа Республики Татарстан. Вытеснение маловязкой нефти вторичными вытесняющими агентами сопряжено со значительными трудностями вследствие низкой проницаемости пористой среды вследствие

Таким образом, целью работы было исследовать влияние термодинамических параметров процесса вытеснения нефти на конечное значение коэффициента вытеснения нефти сверхкритическим СО₂ и объяснить механизм преодоления пороговых ограничений традиционных МУН по проницаемости пористой среды и вязкости пластовой нефти, так как в известной автору научной литературе имеется ограниченное число публикаций, посвященных применению сверхкритических флюидных систем в процессах нефтедобычи [11–15], а описание механизма увеличения КВН в соответствующей научной-технической литературе отсутствует.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Экспериментальная установка для физического моделирования закачки диоксида углерода и методика проведения эксперимента

Схема экспериментальной установки, позволяющей проводить исследования процесса нестационарной фильтрации потока “нефть–сверхкритический СО₂" в смешивающемся и несмешивающемся режимах приведена в работе [16]. Методика проведения эксперимента, описанная в [16], была модернизирована. Она позволяет получать термодинамически согласованные результаты по растворимости сверхкритического СО₂ в нефти и коэффициента вытеснения нефти сверхкритическим СО₂ из однородной и неоднородной пористой среды. Методика насыщения нефти сверхкритическим СО₂ позволяет осуществить фазовый переход сверхкритического СО₂ из свободного состояния в растворимое в нефти. Схема модернизированной установки приведена на рис. 1.

Рис. 1.

Схема экспериментальной установки для исследования процесса вытеснения нефти сверхкритическим СО₂ и оторочками сверхкритического СО₂ и воды из однородного пласта: 1 – модель пласта; 2 – бак питательный с водой; 3 – бак питательный с нефтью; 4 – сосуд отбора пробы нефти; 5 – приемная емкость газов; 6 – приемная емкость масла; 7 – колба Бунзена; 8 – баллон с газом; 9 – насос высокого давления для закачки воды или нефти; 10 – насос высокого давления для закачки жидкого диоксида углерода; 11 – вакуумный насос; 12 – расходомер воды; 13 – расходомер нефти; 14, 15 – СО₂-расходомеры 16–19 – манометры; 20 – сепаратор; 21 – фильтр; 22 – криотермостат; 23 – термостат нагревающий; 24–34 – вентили запорные, 35 – ABPR (обратный регулятор давления); 36 – сосуд газожидкостного равновесия; 37 – сосуд отбора пробы газа. Системы и узлы: I – модель пласта, II – система насыщения модели пласта водой, III – система насыщения модели пласта нефтью, IV – система закачки СО₂ в модель пласта, V – система создания оторочек сверхкритического углекислого газа и воды, VI – система измерения градиента давления, VII – система газожидкостного равновесия; VIII – система отбора проб газа.

Экспериментальные результаты по растворимости сверхкритического СО₂ в нефти позволяют определить, в каком режиме осуществляется процесс вытеснения нефти и объяснить результаты по коэффициенту вытеснения нефти сверхкритическим СО₂. Такой подход к проведению исследований позволяет выдать технологические рекомендации по давлению и температуре под каждое конкретное нефтяное месторождение и тип углеводорода и позволяет избежать закачки диоксида углерода в пластовых условиях в газообразном или жидком состоянии, что существенным образом снижает материальные затраты.

Основным узлом экспериментальной установки является экспериментальная ячейка с пористой средой – физическая модель нефтяного пласта, которая представляет собой цилиндрический сосуд высокого давления, набиваемый пористой средой и насыщаемый нефтью. В корпусе экспериментальной ячейки предусмотрены девять отверстий для ввода внутрь пористой среды термопар и присоединения в каждом из девяти сечений образцовых манометров. Кроме того, на входе и выходе из модели пласта установлены образцовые манометры с целью измерения градиента давления по длине модели пласта. Таким образом, конструкция экспериментальной ячейки предусматривает возможность одновременного измерения температуры и давления внутри модели пласта, а так же градиента давления. Длина его составляет 2 м.

Методика физического моделирования процесса закачки углекислого газа в нефтяной пласт.

Методика проведения эксперимента предусматривает использование уравнений материального баланса по СО₂ и нефти по всей экспериментальной установке для определения КВН СК СО₂ и по системе газожидкостного равновесия – для расчета растворимости СО₂ в нефти.

Исследование процесса вытеснения нефти СКФ проводится при постоянном расходе вытесняющего агента, и начинается с задания расхода вытесняющего агента с помощью насоса высокого давления. После этого экспериментальная установка выводится на стационарный режим по температуре и давлению, для чего осуществляется контроль за показаниями цифрового милливольтметра В7-35, манометров, которые устанавливаются на входе и выходе из модели пласта и дифференциального манометра.

В ходе проведения эксперимента смесь (СО₂–нефть) поступает в сепаратор (20) через специально разработанный дроссельный вентиль (26), в котором осуществляет сброс давления до (5–6) избыточных атмосфер. Температура и давление в сепараторе контролируются установленными на нем манометром и двумя хромель-капелевыми термопарами, погружаемыми в поток.

В начале эксперимента СК СО₂ поступает в экспериментальную ячейку, в которой происходит процесс фильтрации системы “нефть–СК СО₂”. Из экспериментальной ячейки смесь углекислого газа и нефти поступает в сепаратор (20), в котором давление и температура контролируются установленными образцовым манометром класса точности 0.4 и двумя хромель – алюмелевыми термопарами, откуда газ нефть с растворенным газом поступает в систему газожидкостного равновесия (VII), для чего открывается вентиль (32). Нефть накапливается в сосуде газожидкостного равновесия (36). Из сосуда газожидкостного равновесия нефть выливается в мерные цилиндры, взвешиваемые на электронных весах с погрешностью ±0.05 г. Растворимость диоксида углерода рассчитывается по экспериментальным данным по известному уравнению А.И. Брусиловского [17].

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Перед фильтрационными экспериментами было проведено измерение растворимости СК СО₂ в нефти на различных изотермах и расчет растворимости по уравнению А.И. Брусиловского. Результаты измерения и расчета представлены на рис. 2.

Рис. 2.

Результаты измерения и расчета растворимости сверхкритического СО₂ в нефти на изотерме 313 К: точки –эксперимент; линия – расчет.

Измерения и расчет показали, что растворимость СО₂ в керосине при давлении 12 МПа при температуре 313 К достигает 0.9 доли и асимптотически стремится к значению 1.0, что говорит о том, что наблюдается полная смесимость диоксида углерода в углеводороде: при давлении выше 9.3 МПа на изотерме 313 К в системе “керосин–сверхкритический СО₂” наблюдается образование единой фазы с исчезновением границы раздела фаз. Значения коэффициентов вытеснения нефти сверхкритическим СО₂ из однородной модели терригенного пласта при двух значениях проницаемости пористой среды – 0.18 и 0.038 мкм² представлены на рис. 3.

Рис. 3.

Результаты исследования процесса вытеснения керосина сверхкритическим СО₂ из однородной модели терригенного пласта проницаемостью а) 0.18 и б) 0.038 мкм² на изотерме 313 К. (а) 1 – закачка СО₂ при давлении 7.5 МПа; 2 – закачка воды при давлении 16 МПа; 3 – закачка СК СО₂ при давлении 9 МПа; закачка СК СО₂ при давлении 11 МПа; закачка СК СО₂ при давлении 12 МПа. (б) 1 – закачка СО₂ при давлении 7.5 МПа; 2 – закачка СК СО₂ при давлении 9 МПа; 3 – закачка СК СО₂ при давлении 11 МПа; 4 – закачка СК СО₂ при давлении 12 МПа.

Основным результатом настоящих исследований является то, что в них было выявлено отсутствие влияния значения абсолютной проницаемости пористой среды на конечное значение коэффициента вытеснения нефти (остаточную нефтенасыщенность) при температуре 313 К и давлении 11 и 12 МПа, что не характерно для вытеснения нефти углекислым газом в жидком и газовом состоянии, то есть при докритических параметрах состояния. Значения КВН сверхкритическим СО₂ были равны 72% при проницаемости 0.18 мкм² и 68% соответственно при проницаемости пористой среды 0.038 мкм², то есть разница в значениях КВН равна 3%, что ниже погрешности проведения эксперимента (6.2%). Результаты исследований так же показали, что при снижении давления с 12 до 9 МПа, то есть на 3 МПа значение КВН снижается значительно – до 50%, а в низкопроницаемом пласте – до 45%.

Исследование кинетики процесса вытеснения нефти сверхкритическим СО₂ показало, что при увеличении давления с 9 до 12 МПа время до прорыва диоксида углерода увеличивалось примерно с 12–13 до 24 ч при проведении экспериментов на обоих значениях проницаемости. Причиной описанных выше результатов фильтрационных экспериментов является то, что переходные процессы при давлениях выше 9.3 МПа прекращаются, в пласте образуется единая фаза без границы раздела фаз, как это было выявлено в работах [18]. Образование единой фазы приводит к увеличению времени прорыва вытесняющего агента и исключению эффекта проскальзывания, характерного как для газовых, так жидких вытесняющих агентов.

Полученный результат показал, что разработку низкопроницаемых пластов следует вести в смешивающемся режиме вытеснения, а практическая значимость полученных результатов заключается в том, что получены термобарические условия, обеспечивающие смешивающийся режим вытеснения. Такой результат практически важен еще и потому, что вторичные МУН не позволяют обеспечить высокие значения КВН даже при значительно более высоких давлениях. Для сравнения на рис. 4 представлены значения КВН водой при соответствующих термобарических условиях, и результаты исследований процесса вытеснения маловязкой модельной нефти метаном и азотом при давлении 21.4 МПа, выполненные в работе [13].

Рис. 4.

Технологическая эффективность методов увеличения нефтеотдачи при температуре 313 К: 1 – заводнение 21 МПа; 2 – закачка сверхкритического СО₂; 3 – закачка метана 21 МПа; 4 – закачка азота 21 МПа.

Как видно из рис. 2 и 4, значения КВН водой, метаном и азотом не превышают 40, 38 и 24% соответственно. Эти значения КВН имеют более высокие значения, чем при вытеснении маловязкой нефти углекислым газом при докритических параметрах состояния, но значительно ниже, чем при сверхкритических.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Наиболее важным научным результатом, полученным в настоящей работе, является возможность преодоления пороговых ограничений вторичных методов увеличения нефтеотдачи по проницаемости пористой среды путем проведения закачки СК СО₂ в смешивающемся режиме: значения КВН при снижении проницаемости пористой среды в 5 раз не привело к снижению КВН в пределах погрешности эксперимента. Переход системы “углеводород–сверхкритический СО₂” в однофазное состояние приводит к изменению кинетики процесса вытеснения нефти: время прорыва вытесняющего агента увеличивалось в 2 раза при увеличении давления в системе “углеводород–сверхкритический СО₂” с 9 до 12 МПа на изотерме 313 К. Выявлен механизм вытеснения маловязкой нефти из низкопроницаемой пористой среды в смешивающемся режиме который заключается в том, что при образовании однофазной области в нефтяном пласте исключается проскальзывание газовых и жидких вытесняющих агентов, характерное для вторичных методов увеличения нефтеотдачи.