Влияние термобарических условий на коэффициент вытеснения нефтей различной вязкости сверхкритическим диоксидом углерода

ВЛИЯНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТЕЙ РАЗЛИЧНОЙ ВЯЗКОСТИ СВЕРХКРИТИЧЕСКИМ ДИОКСИДОМ УГЛЕРОДА

А.В. Радаев, Э.Р. Насыров, Н.Р. Батраков, А.А. Мухамадиев,

А.Н. Сабирзянов (Казанский государственный технологический

университет)

Введение

Традиционные технологии, применяемые в настоящее время (заводнение, паротепловое воздействие и т.д.), имеют пороговые ограничения, описанные в работах [2-5], что затрудняет их использование для освоения месторождений, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти. Освоение такого рода месторождений требует разработки третичных технологий добычи нефти, наиболее перспективной из которых является технология, основанная на нагнетании в пласт сверхкри-тического диоксида углерода (СО2). Термодинамические условия, существующие в нефтяном пласте, позволяют закачивать СО2 в сверх-критическом состоянии, что обуславливает его преимущества перед другими газовыми агентами. Кроме того, эта технология позволяет преодолеть пороговые ограничения, свойственные традиционным технологиям, и может применяться в широком диапазоне порометриче-ских характеристик пласта, недоступных для традиционных методов добычи нефти [6].

Для исследования влияния различных факторов на коэффициент вытеснения нефти (КВН) на экспериментальной установке (рис. 1) проведены опыты при давлениях 7,5-12 МПа и температурах 313-353 К.

Установка позволяет проводить исследования процесса вытеснения нефти при давлениях до 20 МПа и температурах до 500 К. При этом погрешность измерения давления не превышает ±0,05 МПа, погрешность измерения температуры - ±0,1 К.

Установка состоит из: модели пласта, системы поддержания и измерения температуры в модели пласта, системы поддержания и измерения давления, системы подачи и рециркуляции вытесняющего агента, системы отбора проб и анализа.

Рис. 1. Схема экспериментальной установки:

1 - компрессор мембранный; 2 - баллон промежуточный; 3 - баллон ресиверный; 4, 5, 7, 16, 17, 29, 41 - манометры образцовые; 6 - блок манометров; 8 - баллоны накопительные; 9-14, 22, 23, 27, 28, 30, 39, 40 - вентили высокого давления;

15 - тройник; 18 - кернодержатель; 19 - термостат; 20, 21 - гильзы;

24 - сепаратор; 25 - сборник нефти; 26 - баллон приемный; 31 - весы электронные; 32 - насос вакуумный; 33 - сосуд разделительный; 34 - вентиль напускной; 35 - вентиль вакуумный; 36 - вентиль сливной; 37 - регулятор давления; 38 - регулировочное устройство

Модель пласта (рис. 2) представляет собой сосуд высокого давления (кернодержатель), заполняемый пористой средой и насыщаемый флюидом. Кернодержатель выполнен в соответствии с требованиями, предъявляемыми к аппаратам высокого давления. Корпус аппарата (1) изготовлен из нержавеющей стали марки 12Х18Н10Т и представляет собой трубу длиной 2 м с наружным диаметром 76 мм. Для предотвращения байпасирования СО2 по стенкам кернодержателя в него запрессованы отрезки труб (2) длиной 350-400 мм с наружным диаметром 68 мм. На внутренней поверхности каждой из них нарезана метрическая резьба различного направления и шага.

6 9 10 1Р 11 13 14

Рис. 2. Модель нефтяного пласта:

1 - корпус аппарата; 2 - отрезки труб; 3 - линзовое уплотнение; 4 - фланец резьбовой; 5 - фланец ответный; 6 - шпилька; 7 - гайка; 8 - шайба; 9 - трубка соединительная; 10 - ниппель; 11 - гайка накидная; 12 - термопара; 13 - штуцер;

14 - трубка соединительная; 15 - «грибок»; 16 - гайка накидная

Подготовка и проведение опыта осуществляются в соответствии с ОСТ 39-195-86. Подготовка пористой среды заключается в помоле, просеивании и промывке кварцевого песка дистиллированной водой с последующей сушкой его в сушильном шкафу до постоянной массы при температуре 100-105 °С.

Процесс подготовки модели пласта к опыту осуществляется следующим образом. Вначале производится набивка кернодержателя пористой средой, для чего он приводится в вертикальное положение. Нижние фланцы зажимаются в деревянные колодки для исключения опрокидывания трубы, верхние фланцы и линзовое уплотнение снимаются. Кварцевый песок малыми порциями (100-200 мл) засыпается в кернодержатель, устанавливаемый в колодках вибростенда. При этом через определенные промежутки времени осуществляется периодический пуск вибростенда с целью наиболее равномерного распределения уплотнения песка по объему модели пласта, а также постукивание резиновым молотком по поверхности модели с той же целью. Для исключения выноса песка из модели пласта во время проведения эксперимента с обоих концов кернодержателя устанавливаются фильтры толщиной 0,1 мм с ячейками размером 56 мк. Кроме того, с обоих

концов кернодержателя осуществляется засыпка песка более крупной фракции (с песчинками размером более 260 мк).

По окончании набивки кернодержателя и формирования пористой среды, не меняя положения трубы, устанавливают линзовое уплотнение, и верхнее фланцевое соединение уплотняется. Труба переворачивается и проводится окончательное уплотнение верхнего фланцевого соединения.

В качестве модели нефти применяются керосин осветительный марки КО-25 ТУ 38-402-58-10-01 и масло трансформаторное ГОСТ 10121-62. Кинематическая вязкость модельных жидкостей определяется с помощью вискозиметра ВПЖ-1 согласно ГОСТ 33-82. Работы по насыщению образцов пористых сред на установке выполняются с помощью специально разработанной системы насыщения.

Методика проведения опыта основана на использовании уравнения материального баланса кернодержателя. Перед началом эксперимента производится взвешивание газового баллона (3) на электронных весах (31) (см. рис. 1) с погрешностью ±0,05 кг. Проведение эксперимента начинается с вывода экспериментальной установки на рабочий режим. Необходимое в опытах рабочее давление устанавливается по манометру (4) марки М0-160 с помощью регулятора давления (37) марки РДУ-32. Температура газа, поступающего в кернодержатель, поддерживается с помощью термостата (19) марки СЖМЛ-19/25. Температура кернодержателя (18) в опытах устанавливается и поддерживается с помощью регуляторов температуры марки ТРМ-202, к которым подключается бифилярно навитый на кернодержатель нагревательный кабель марки КНМС-НХ.

По достижении стационарного режима фильтрации с помощью образцовых манометров (5-7) и хромель-алюмелевых термопар измеряются давление и температура по длине кернодержателя (18). Эксперимент продолжается до момента прорыва СО2, о чем свидетельствует резкое падение давления в системе и температуры газа в сепараторе (24) при дросселировании его через специально разработанный термо-статируемый регулировочный вентиль. Давление и температура внутри сепаратора контролируются установленными на нем образцовым манометром (29) класса точности 0,4 и двумя хромель-алюмелевыми термопарами. Смесь, выходящая из кернодержателя, подается непосредственно в верхнюю часть сепаратора, в результате чего СО2 через вентиль (27) отводится в приемный баллон (26), взвешиваемый на электронных весах с погрешностью ± 0,05 кг. Вытесняемая нефть на-

капливается в нефтесборнике (25), откуда сливается в мерную мензурку, взвешиваемую на электронных весах с погрешностью ± 0,5 г.

КВН определяется соотношением

V

п _выт

V ’

где Vвыnl - объем вытесненной нефти; V- общий объем нефти в пласте.

Результаты опытов на керосине ТУ 38-402-58-10-01 приведены на рис. 3-5, на трансформаторном масле ГОСТ 10121-62 - на рис. 6-8. Физико-химические характеристики используемых веществ приведены в таблице.

Рис. 3. Зависимость коэффициента вытеснения керосина вязкостью 1,2 мПа • с от объема нагнетания диоксида углерода на изотерме 313 К

Рис. 4. Зависимость коэффициента вытеснения керосина вязкостью 1,2 мПа • с от объема нагнетания диоксида углерода на изотерме 333 К

Рис. 5. Зависимость коэффициента вытеснения керосина вязкостью 1,2 мПа • с от объема нагнетания диоксида углерода на изотерме 353 К

Рис. 6. Зависимость коэффициента вытеснения масла трансформаторного вязкостью 9,7 мПа • с на изотерме 313 К

Рис. 7. Зависимость коэффициента вытеснения масла трансформаторного вязкостью 9,7 мПа • с на изотерме 333 К

°,2 л

0,15  А ♦7,5 МПа

квн 0,1 - ♦♦  9 МПа А11 МПа

0,05 - > • ж  • 12 МПа

«Г 4

0 1 2 3

Объем нагнетания СО„ поровых объемов

Рис. 8. Зависимость коэффициента вытеснения масла трансформаторного вязкостью 9,7 мПа • с на изотерме 353 К

Физико-химические характеристики используемых веществ

Вещество ц, мПа • с 3 Р, кг/м

Керосин 1,2 784

Масло трансформаторное 9,7 900

Установлено, что повышение температуры газа приводит к уменьшению КВН. Это обусловлено главным образом значительным снижением растворимости диоксида углерода в углеводороде при повышении температуры, превалирующим над повышением его подвижности из-за снижения вязкости [7]. Вследствие этого выравнивания фронта вытеснения при высоких температурах не происходит, что приводит к преждевременным прорывам вытесняющего агента.

Одновременное повышение температуры и давления действует в противоположных направлениях: вязкость углеводородов практически не изменяется, а понижение растворимости с повышением температуры компенсируется ее повышением с ростом давления. Этим, по мнению авторов, объясняются результаты опытов, приведенные на рис. 1-6, из которых видно, что КВН на изотерме 313 К выше, чем на изотерме 353 К во всем исследованном диапазоне вязкостей нефти: повышение растворимости СО2 в нефти с ростом давления с 7,5 до 12 МПа не компенсирует понижение ее с повышением температуры с 313 до 353 К, что ведет к образованию вязкостных языков и уменьшению времени прорыва СО2.

Отличие описанных экспериментов состоит в том, что для выяснения диапазона применения технологии вытеснения нефти сверхкри-тическим диоксидом углерода они были проведены на модели пласта

проницаемостью 38 мД, т.е. практически предельной для традиционных технологий - заводнения, полимерного и паротеплового воздействий. Было отмечено, что снижение проницаемости в указанных пределах не привело к значительному уменьшению времени до прорыва СО2 на изотермах 313, 333 и 353 К во всем исследованном диапазоне давлений и вязкостей нефти.

Таким образом, на основании полученных результатов и опубликованных данных можно предположить, что изменение проницаемости в широких пределах не должно значительно сказываться на величине КВН при вытеснении нефти газом, поскольку, как было указано выше, преждевременных прорывов в опытах не наблюдалось.

Более того, сравнение результатов опытов на высоко- и низкопроницаемой модели пласта показало повышение времени прорыва СО2 в последнем случае, а при давлении 12 МПа опыт был прекращен, поскольку даже после 24-часового эксперимента прорыва газа не наблюдалось. Необходимо отметить также, что оптимальный объем нагнетания СО2 (т.е. объем газа относительно порового объема пористой среды) при уменьшении проницаемости до 38 мД увеличивается незначительно во всем исследованном диапазоне термобарических условий.

Таким образом, результаты опытов позволяют сделать вывод о том, что изменение проницаемости пласта-коллектора в определенных пределах не оказывает существенного влияния на процесс фильтрации пластовых флюидов, а следовательно, и конечный КВН. По оценке авторов, основанной на изучении работ [8-10] и результатах описанных опытов, речь может идти о 2-3-кратном изменении проницаемости, которое существенном образом не скажется на КВН в интересном для практики интервале пластовых температур и давлений. Этот вывод тем более важен, что газовые методы добычи нефти, а следовательно, и технология вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода могут быть рекомендованы для большей части месторождений Урало-Поволжья и значительной части месторождений Западной Сибири [11].

Выявление критериев подобия в настоящей статье осуществляется методом анализа размерностей величин, определяющих процесс вытеснения нефти, в соответствии с п теоремой. Принимаем закон фильтрации линейным, т.к. Яв < Явкр (Явкр = 1^4 для слабосцементи-рованных песчаников).

Критерий Рейнольдса характеризует гидродинамику процесса вытеснения нефти и является мерой отношения сил инерции к силам вязкости:

Яв = ЮРн'4экв ,

П.

где ю - скорость фильтрации, м/с; рн - плотность газонасыщенной з 1

нефти, кг/м ; 4экв =--------эквивалентный диаметр частиц, м; г - объ-

4

емная доля частиц песка соответствующего диаметра; 4 - средний диаметр частиц песка, м; цн - вязкость газонасыщенной нефти, Па • с.

Критерий Слихтера -Лейбензона характеризует порометриче-ские характеристики пласта и является мерой отношения сил давления к силам вязкости:

V-п. Ь

4, Р

где Ь - длина модели пласта, м; Р - давление нагнетания, МПа.

Критерий Вебера характеризует меру отношения инерционных сил к силам межфазного натяжения на границе раздела фаз газ - нефть:

Шв =Рн 'У '4экв,

о

где о - коэффициент межфазного натяжения на границе раздела фаз газ -нефть, Н/м.

В качестве порометрических характеристик пласта приняты:

П г . _ Р г . _ к

= ,Г.„ ,

п, = 2; п2 = —; п3 = —; п

экв

где 2 - коэффициент сжимаемости газа; цг - динамическая вязкость СО2, Па • с; р - плотность газа, кг/м ; к - коэффициент абсолютной проницаемости пласта, м2.

В качестве меры отношения сил межфазного натяжения к силам давления принято

п = Л°Р •

Объединяя комплексы, получаем:

z• рг 4к о ...

п = —— • — •

К Р» d,„ Р

где р» - плотность нефти, насыщенной CO2, определяемая по уравнению [11]:

р» =рг - 0,1027у0,608 + 0,1407у0,6Ш,

где у Л-Р-

рТ - плотность нефти, кг/м3, при соответствующей температуре, °С;

B - атмосферное давление, МПа; PS - давление насыщения нефти газом, МПа, определяемое по уравнению [12]:

Г 0,001638• Т-1762,5

PS = 8,725

Р»

33

где Г - растворимость газа в нефти, м /м ; р„ - плотность нефти при нормальных условиях, кг/м ; T - абсолютная температура, К; у - вязкость углеводорода, выраженная в градусах API, определяемая по уравнению

141 5

API =-------^—131,5,

G,

у

Pв

Вязкость газонасыщенной нефти определяется из уравнения [13]:

йP =йНТ  exp[a

йТ

(1 + 2,4  Г)ь ’

где йнт = „тл ;

Ь = 1,52- 10-4

а = 8,1- 10-3- п0’,2г1,

где пт- динамическая вязкость дегазированной нефти при нормальных

3

условиях, Па • с; рг - плотность газа, растворенного в нефти, кг/м ; рн -плотность дегазированной нефти при данных термобарических условиях, кг/м3.

Результаты опытов обработаны в виде обобщающей зависимости КВН п от критериев подобия (2-4, 6), которая может быть представлена в виде:

П = 0,08 • Яе"°,2537 • 8Ї"°,5718 • Шв0А25 • л°,°253.

Представленная зависимость позволяет обобщить 95 % экспериментальных данных с погрешностью не более 17,3 %. Зависимость получена путем обработки большого числа экспериментов, соответствующих следующему диапазону изменения критериев подобия, входящих в (15) (рис. 9):

• Яв - от 10-4 до 0,04;

• Я - от 1,5  10-7 до 1,2  10"5;

• Жв - от 5  10-9 до 6  10-7;

• п - от 7  10-12 до 2,5  10"'°;

• проницаемости модели пласта - от 38 до 180 мД;

• вязкости нефти - от 1 до 9,7 Па • с;

• давления нагнетания - от 7 до 12 МПа;

• температуры - от 313 до 353 К.

0,8 ♦

0,7

♦

0,6

♦♦ ♦

0,5 ♦ ♦ ♦

♦ ♦ К ♦

X

со 0,4

ж ♦ у' ♦

0,3

0,2 «•» ♦ ♦♦

0,1 п п ♦

и,и 1 1 2 3 4 5 6 7 8

^^-0,2537 _ 0^-0,5718 . [Д/^0425 . 0,0253

Рис. 9. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от критериев подобия в диапазоне проницаемостей от 38 до 180 мД

Выводы

1. Повышение температуры нагнетания диоксида углерода выше критического значения приводит к уменьшению КВН во всем исследованном диапазоне давлений, вязкостей нефти и проницаемостей пласта.

2. Повышение давления нагнетания диоксида углерода выше критического значения приводит к увеличению КВН во всем исследованном диапазоне температур, вязкостей нефти и проницаемостей пласта.

3. Увеличение вязкости углеводорода приводит к уменьшению КВН во всем исследованном диапазоне давлений, температур и проницаемостей пласта.

4. Изменение коэффициента абсолютной проницаемости в пять раз приводит к незначительному изменению оптимального объема нагнетания диоксида углерода.

Предложено обобщающее уравнение, определяющее зависимость КВН от гидродинамики процесса вытеснения нефти и порометриче-ских характеристик пласта.

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М. Л. Сургучев. - М.: Недра, 1985. - 313 с.

2. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами / Д.Г. Антониади. - М.: Недра, 1995. - 313 с.

3. Лейк Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи / Л. Лейк: пер. с англ., 2004. - 449 с. - http://www.twirpx.com/file/200727/.

4. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук. - М: РХД, 2001. - 1473 с.

5. Lave F.M. Use of entertainers in improving mobility control of supercritical carbon dioxide / F.M. Llave, T-H. Chung, T.E. Burchfield / SPE reservoir engineering. - 1990. - May. - P. 47-51.

6. Дубовкин Н.Ф. Физико-химические и эксплуатационные свойства реактивных топлив: справочник // Н.Ф. Дубовкин и др. - М.: Химия, 1985. - 240 с.

7. Закс С.Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. Вытеснение в условиях взаимной растворимости вытесняющей и вытесняемой фаз и обратного испарения // С. Л. Закс. - М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963. - 189 с.

8. Макатров А.К. Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях: дисс. ... канд. техн. наук / А.К. Макатров. - Уфа, 2006. - 24 с.

9. Enchanced oil recovery using CO2 flooding: pat. U.S.: 4, 913, 235.

10. Фаткуллин А. А. Значение газовых методов в освоении трудно-извлекаемых запасов нефти / А. А. Фаткуллин // Нефтяное хозяйство. -2000. - № 1. - С. 32-35.

11. Mohsin Ai-Jarba. A compration study of the CO2-oil physical propeties literature correlations accuracy using visual basic modelling tecnique / Ai-Jarba Mohsin // Oil and Gas Business, 2009.

12. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта / А.М. Пирвердян. - М.: Недра, 1982. - 192 с.

13. Брот Р.А. Определение реофизических параметров газонасыщенных нефтей / Р.А. Брот, С.Е. Кутуков // Нефтегазовое дело. -2005. - С. 2-12.