Э.Р. Аргинбаева

Э.Р. Аргинбаева
ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ НАГНЕТАНИЯ ДИОКСИДА
УГЛЕРОДА (СО2) В ПЛАСТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ УЗЕНЬ
Месторождение Узень, расположенное на юге Мангистауской области, является одним из
крупнейших нефтегазовым месторождением в стране, начальные геологические запасы которого
равны 1045,9 млн.т. нефти и 76 млрд. м3 газа. Оно было открыто в 1961 г., промышленная
разработка месторождения была начата в 1965 г.
Интенсивное обводнение продукции скважин месторождения Узень является одной из
причин снижения давления насыщения и газосодержания, т.к. в условиях контакта нефти с водой,
особенно с невысокой минерализацией, нефть теряет легкие углеводороды за счет перехода легкой
части газа в воду. Это приводит не только к снижению газосодержания нефти и давления
насыщения, а также к соответствующему изменению других ее параметров.
После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и
методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30-70 % запасов нефти. Эту остаточную
нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или
имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и
высокопотенциальные методы вытеснения нефти диоксидом углерода (СО2) и мицеллярными
растворами.
Так как на месторождении Узень уже применялись методы повышения нефтеотдачи с
использованием ПАВ, то методом для обеспечения высокой степени извлечения углеводородов из
недр предлагается технология нагнетания СО2 в пласт.
Исследования начаты в начале 50-х годов. С 60-х годов метод испытан на нескольких
месторождениях. Углекислый газ при температуре выше 31°С находится в газообразном
состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31°С, образуется жидкая фаза, однако при
давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется. Метод основан на хорошей его
растворимости в пластовых флюидах, что обеспечивает объемное расширение нефти в 1,5-1,7 раз,
смесимость его с нефтью (устранение капиллярных сил), снижение вязкости нефти (от десятков
процентов до нескольких раз) и, как результат, повышение коэффициента вытеснения (до 0,95).
Однако применение СО2 как любого маловязкого агента сопровождается значительным
снижением коэффициента охвата (на 5-15%), из-за чего увеличение коэффициента нефтеотдачи
может составлять лишь 7-12 %.
Источниками получения СО2 могут быть залежи углекислого газа (природные
месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами и в ряде случаев с
сероводородом), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля,
сланцев отходы химических производств, дымовые газы крупных энергетических и
металлургических установок, выхлопные газы. При сжигании природного газа получается в 6 раз
больший объем продуктов сгорания.
Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в
газообразном (лучше при давлении полной смесимости около 10-30 МПа) или жидком состоянии в
виде оторочки, проталкиваемой водой, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при
отношении порций СО2 и воды приблизительно 0,25-1, а также в растворенном состоянии в виде
карбонизированной воды концентрацией 3-5%. Использование карбонизированной воды
малоэффективно (коэффициент вытеснения повышается всего на 10-15%). Оптимальный объем
оторочки СО2 составляет 0,2-0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки СО2 с заводнением для
уменьшения преждевременных прорывов СО2 предлагается нагнетать его попеременно с
раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит
от применяемой технологии.
Для внедрения метода необходимо решить проблемы транспорта жидкого СО2,
распределения его по скважинам, утилизации СО2 и повторного использования, борьбы с
коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.
Из всех известных методов закачка СО2 наиболее универсальна и перспективна.
Применение этого метода определяется ресурсами природного СО2, так как потребности в нем
(1000-2000 мЗ на
1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет отходов химического
производства, хотя этот источник СО2 экономически рентабелен.
Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных
месторождений с закачкой СО2 в пласты для вытеснения из них нефти. В одной из них
двуокись углерода нагнетают в неистощенный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту
закачиваемой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытеснения нефти из пласта
оторочкой углеводородного растворителя. Другую разновидность используют в истощенных
пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда СО2 непрерывно закачивают в пласт
в газообразном состоянии. Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с
применением двуокиси углерода состоит в растворении СО2 в воде, т. е. в получении так
называемой карбонизированной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и
при обычном заводнении.
Из трех указанных разновидностей технологии разработки нефтяных пластов с закачкой в
них двуокиси углерода первая, т. е. вытеснение нефти оторочкой СО2, проталкиваемой водой,
имеет преимущества перед остальными, так как по сравнению со второй требует меньших затрат
двуокиси углерода и в более значительной степени обеспечивает вытеснение тяжелого остатка
нефти после экстракции из нее легких углеводородов, по сравнению с третьей разновидностью
первая более универсальна и позволяет извлечь большее количество нефти из пластов.
Важнейшая цель расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с
использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, - определение необходимого
размера оторочки.
Расчет объема оторочки двуокиси углерода
Прямолинейный пласт длиной l = 700 м и шириной b = 275 м, общей толщиной h0 = 10 м и
предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода,
продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом η2 = 0.57. Пористость пласта m =
0.254. Вязкость насыщающей пласт нефти µн = 3.6 мПа·с, вязкость углекислого газа в пластовых
условиях µу = 0.05 мПа·с, насыщенность связанной водой sсв = 0.07. Нефть содержит 18% по
объему смол и асфальтенов. При вытеснении нефти оторочкой СО2 смолы и асфальтены примерно
наполовину вытесняются из пласта, а остальная часть осаждается в пористой среде и не движется.
Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщенность
(насыщенность смолами и асфальтенами) sн
= 0.25 и, следовательно, остаточная
водонасыщенность s = 0.75.
Расход закачиваемой жидкостью в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к
пластовым условиям, составляет q = 400 м3/сут.
Требуется определить объем оторочки углекислоты Vот исходя из того условия, что к
моменту подхода к концу пласта х=l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не
остается чистой двуокиси углерода.
Kω = 0,1 м; Кµ = 2,45·105 м/(Па·с)
где Kω, Кµ – экспериментальные коэффициенты, учитывающие соответствено конвективную
диффузию однородной жидкости и разновязкостную диффузию.
Определим прежде всего скорость фильтрации в пласте. Имеем
=
=
∙
= 0.25 м/сут = 2.89·10-6 м/с,
∙ .
Истинную скорость в области смешивания нефти и СО2 определяем по формуле:
=
(
н ост
св )
.
=
.
(
·
.
.
)
= 1.67 ∙ 10
м/с,
Отсюда время ∗ подхода сечения с концентрацией с=0,5 к концу пласта определяется
следующим образом:
∗
Параметр:
=
=
.
∙
= 41916167.6 c = 485 сут.
(
∆
=
2
=
−
2
у)
н
=
2.45 ∙ 10 (3.6 ∙ 10
2
− 0.05 ∙ 10 )
= 434 м
Коэффициент конвективной диффузии определяем следующим образом:
=
+
=
10
+ 0.1 · 1.67 ∙ 10
= 1.67 ∙ 10
м2/с,
где
– коэффициент конвективной диффузии
Под коэффициентом конвективной диффузии D понимают комплексный коэффициент,
учитывающий не только молекулярную и конвективную диффузии однородной жидкости в
пористой среде, но и различие вязкостей вытесняющей и вытесняемой смешивающихся
жидкостей.
= 10
При этом
м2/с; Kω = 0,1 м; Кµ = 2,45·105 м/(Па·с),
где
– коэффициент молекулярной диффузии
По второй асимптотике, т.е. по формуле:
Λ = (96
) = (96 ∙ 434 ∙ 1.67 ∙ 10
∙ 41916167.6 ) = 142.8 м
При уточнении при полной формуле получим Λ = 144 м
Среднее количество СО2 в зоне смеси ее с нефтью определяем по формуле
ср
=
275 ∙ 5.7 ∙ 0.254(1 − 0.25 − 0.07)142.8
2
2
= 38661.4 м = 38.6 ∙ 10 м
ℎ (1 −
н ост
−
св) Λ
=
Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью
углерода:
оп
= ℎ
= 275 ∙ 5.7 ∙ 0.254 ∙ 700 = 278701.5 м = 278.7 ∙ 10 м
Учитывая незначительную растворимость СО2 в воде по сравнению с ее растворимостью в
нефти, полагаем, что в сечении ξ2 = 0 (т.к. ξ2 =
−
= 700 − (1.67 ∙ 10 ∙
41916167.6 ) = 0.00000018) в воде будет растворяться 5% СО2. Следовательно, α2=0,05.
Объем углекислоты, раствореной в воде к моменту времени t= ∗ , определим по формуле:
ув
)
= 1 ,0607 ℎ α (
= 1 ,0607 ∙ 275 ∙ 5.7 ∙ 0.254 ∙ 0.75
∙ 0.05(1.67 ∙ 10
∙ 41916167.6) = 132.5 м
Всего будет затрачен на оторочку объем СО2, равный:
у
=
ср
+
ув
= 38661.4 + 132.5 = 38793.89 м
По отношению к поровому объему пласта это составляет 13.9%
ЛИТЕРАТУРА
1. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985
г.;
2. Бекешов А. Р. Анализ изменения обводненности месторождения Узень. УДК 622.2:62(045);
3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985 г.;
4. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990 г.
Резюме
Өзен сулары көлемдерiн қарқынды төмендету және ұңғымақтардың өнiмнiң суландырылуының қатты
өсуiмен бейнеленедi. Туған жердiң қазiргi өңдеу жүйесiн есепке ала отырып, қалдық мұнайды шығару
дәрежесінiң үлкеюi және ұңғымалардың су басқандық деңгейін төмендету мақсатта (СО2) көмiрқышқыл
газдың бастырмалату технологиясы ұсынылады.
Summary
Uzen field located at the latest stage of development and is characterized by an intense decrease in
production volumes and a sharp increase in water production wells. Given the existing development of the field in
this paper we propose a technique injection of carbon dioxide (CO2) in order to increase the degree of extraction of
residual oil deposits and reduce watering holes.
КазНТУ им. К.И. Сатпаева
Поступила 05.08.12 г.