1209

(VI.4)

Для упрощения решения рассматриваемой задачи предпо­ ложим следующее. Будем считать, что в зоне смешения вяз­ кость смеси растворителя и нефти линейно зависит от подвиж­ ной координаты £. В сечении £ = —Я цс = Ц1, т. е. цс равна вяз­ кости растворителя, поскольку его концентрация в этом сечении составляет единицу, а при £= Я цс = Ц2 — вязкости вытесняемой жидкости, т. е. нефти. В пределах же области смешения, т. е. от | = —Я до £= Я, вязкость смеси |ic зависит линейно от | (см. пунктирную линию на рис. 1 1 2 ):

чим уравнение разновязкостной конвективной диффузии в сле­ дующем виде:

Определяя производные dcfdт и дс/д£, по уравнению (VI.3), подставляя их в (VI.6 ) и производя, согласно методу инте­ гральных соотношений, интегрирование от 0 до Я, получим со­ отношение

Из (VI.7) имеем

(VI.8)

Учитывая, что А,= 0 при £=т = 0, из (VI.8 ) имеем следующее вы­ ражение для определения X=X{t):

Можно определять полную длину области смешения А=2Х. Тогда из (VI.9)

Если в формуле (VI.10) задавать время t и определять дли­ ну области смешения Л, то эта формула примет вид трансцен­ дентного уравнения. Можно, конечно, задаваться р и Л и, зная DEt найти время t. В этом случае вычисления будут более про­ стыми. Уравнение (VI.8 ) можно переписать следующим обра­ зом:

Можно получить два асимптотических решения этого уравнения. Первое из них соответствует случаю, когда X вели­ ко, т. е. А,Э>р. Тогда

Это решение справедливо при конвективной диффузии одно­ родной жидкости в пористой среде и полностью совпадает с соответствующим решением при циклической закачке газа.

Второе асимптотическое решение, более важное для рас­ сматриваемого процесса вытеснения нефти из пласта раствори­ телем, получаем при малых X по сравнению с р. В этом послед­ нем случае из (VI.8 ) имеем

Определим величину р на основе лабораторных эксперимен­ тов П. И. Забродина, Н. JI. Раковского и М. Д. Розенберга по вытеснению нефти смешивающейся с ней жидкостью. В этих опытах при вытеснении углеводородной жидкости вязкостью

212

димо его использовать в виде оторочки, а не закачивать непре­ рывно. Если эта оторочка перемещается по пласту под воздей­ ствием воды, растворитель в соответствии с механизмом филь­ трации несмешивающихся жидкостей не полностью вытесняет­ ся из пласта. Распределение насыщенностей пористой среды водой, растворителем и его смесью с нефтью показано схема­ тично на рис. 113.

Для полного вытеснения нефти растворителем из части пласта, охваченной этим процессом, необходимо закачать такое

Рис. 113. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой рас­ творителя, проталкиваемой водой:

213

дой дошел бы до конца пласта, т. е. чтобы соблюдалось усло­ вие хв= /'. Тогда количество растворителя, затраченного на об­ разование оторочки, будет равно количеству растворителя, ос­ тавшегося в областях заводнения и смешения. Из области сме­ шения он будет извлечен из пласта вместе с нефтью, а из за­ водненной может быть частично извлечен вместе с водой. Одна­ ко определенная его часть будет оставлена в пласте, так как при вытеснении водой не смешивающейся с нею жидкости об­ водненность продукции в конце концов достигнет такого значе­ ния, что извлекать из пласта растворитель будет экономически нецелесообразно.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти газом при высоком давлении, когда между этими веществами образуется область полной их смешиваемости.

Чтобы определить, возможен ли такой процесс в условиях какого-либо конкретного месторождения, проводят лаборатор­ ные исследования для установления условий смешиваемости газа и нефти или рассчитывают по константам равновесия фа­ зовое состояние смеси газа, который предполагается закачивать в пласт, и нефти при различных давлениях и составах углево­ дородов.

Результаты указанных исследований и расчетов представля­ ют в виде треугольной диаграммы Гиббса (рис. 114). Каждая точка на этой диаграмме характеризует состав некоторой угле­ водородной смеси, состоящей из сухого газа Сь промежуточ­ ных углеводородов С2—С5 и более тяжелых углеводородов от С6 и выше (С6+). Точке А соответствует углеводородный состав,

Рис. 115. Схема двух пластов, разрабатываемых с использованием вытеснения нефти обогащенным газом:

2!4

доля компонента Ci в котором составляет а, доля компонентов С2—С5—b и доля компонентов Сб+—с.. Эта диаграмма справед­ лива при постоянной температуре.

Пусть месторождение имеет пласты 1 и 2, залегающие на разных глубинах и содержащие одну и ту же легкую нефть, но имеющие различное пластовое давление (рис. 115). В_пласте 1

среднее пластовое давление равно р\, а в пласте 2 — р2, причем

Разработку этих пластов возможно осуществлять с ис­ пользованием закачки в них жирного газа, т. е. метана, обога­ щенного этаном, бутаном, пропаном и другими компонентами. Состав этого газа на диаграмме Гиббса (см. рис. 114) характе­ ризуется точкой А\. Составы нефти, насыщающей пласты 1 и 2, практически идентичны и характеризуются точкой Л2. Заштри­ хованная область, ограниченная линией пластового давления

р1, соответствует области двухфазного состояния углеводородов

впласте 1, а область, ограниченная линией р2, — области двух­ фазного состояния углеводородов в пласте 2. При двухфазном состоянии в пласте одновременно существуют углеводороды и в жидкой, и в газовой фазах. Остальная часть площади диаграм­ мы Гиббса, находящаяся вне соответствующих заштрихован­ ных областей, относится к области однофазного состояния уг­ леводородов, т. е. области полной их смешиваемости.

газа, вытесняющего нефть, вблизи газонефтяного контакта из­ меняется от точки А\ к Л1!, Л!*1( по стрелке на рис. 114), т. е. обогащается жирными компонентами. Нефть же будет насы­ щаться легкими углеводородами. Ее состав, характеризующий­ ся последовательно точками А х2 и Лп2, будет идентичен составу газа у газонефтяного контакта. Точка А \и соответствует соста­ ву газа, а точка Л2П — составу нефти на газонефтяном контак­ те при условии, что газ и нефть находятся в состоянии фазо­ вого равновесия. Изменение состава газа и нефти на этом кон­ такте связано с установлением фазового равновесия.

Однако в пласте 1 (см. рис. 115) полного смешивания газа

с пластовой нефтью не произойдет, так как при давлении pi состав смеси углеводородов, находящихся на газонефтяном контакте, будет соответствовать составу смеси, находящейся в заштрихованной двухфазной области на диаграмме Гиббса. Таким образом, в пласте 1 нефть не будет вытесняться газом в условиях полной смешиваемости углеводородов. Иную картину

наблюдаем в пласте 2 при давлении р2. Прямая линия, соеди­ няющая исходные составы пластовой нефти и закачиваемого в пласт жирного газа, никогда не пересечет двухфазную об­ ласть, соответствующую этому давлению. Следовательно, в пласте сформируется область смешения, перемещающаяся от

215

линии нагнетания газа к добывающим скважинам. Газонефтя­ ной контакт исчезнет (на рис. 115 он показан пунктирной ли­ нией). В сечениях пласта, расположенных вблизи линии нагне­ тания, однофазная смесь углеводородов будет представлена в основном легкой фракцией, а вблизи добывающих скважин — тяжелой. Ни в одном из сечений пласта не останется двухфаз­ ной смеси и будет наблюдаться полная смешиваемость углево­ дородов. Однако, вследствие высоких значений коэффициентов конвективной диффузии при вытеснении газа газом, область смешивания углеводородов в процессе вытеснения нефти газом при высоком давлении может быть довольно обширной, что приведет к необходимости добычи вместе с нефтью значитель­ ного количества газа, т. е. к ситуации, аналогичной при цикли­ ческой закачке газа.

П р и м е р VI.1. В прямолинейный пласт в элемент однорядной схемы рас­ положения скважин (см. рис. 113) длиной /=400 м и шириной 6=200 м зака­ чивают с целью вытеснения нз него нефти сначала растворитель нефти (в ос­ новном сжиженный пропан), затем после создания его оторочки — воду, вытес­ няющую растворитель и проталкивающую оторочку. Расход жидкого раство­ рителя и расход воды *7=300 м3/сут. Толщина пласта, охваченного процессом вытеснения нефти оторочкой растворителя, Л= 10 м, пористость т = 0J25. Пол­ ная толщина пласта Ло=15,4 м, так что коэффициент охвата пласта процес­ сом т]2=0,65. В язкость нефти в пластовых условиях р2= 5-10-3 Па-с, вязкость

жидкого растворителя p i= 0,53-10-3 Па-с. Вязкость воды рв= 10_3 Па-с. Вытеснение растворителя из пласта водой непоршневое. При этом форму­

лы относительных проницаемостей имеют тот же вид, что и в примере IV. 1, т. е.

В рассматриваемом случае sCB=0,05; s,=0,85; з ,= 0,740. Коэффициент конвективной диффузии

= D0-f- Лу®; w = t'/m.

При этом Д>= 10-9 м2/с; К®=0,1 м; Кд=2,45-105 м/(П а-с).

Требуется определить объем оторочки растворителя, размер зоны смеше­ ния, время добычи нефти вместе с растворителем и объем извлекаемого рас­ творителя из пласта в безводный период.

Приступая к расчетам, вычислим вначале скорость фильтрации Имеем

q300

v ~ bh — 200-10-0,864- 10s = 1,736-10"» м/с.

Скорость движения области смешения

v1,736-10~*

©= — = ---- о ^ 5 ------= 6,944-10-* м/с.

Коэффициент конвективной диффузии определяем следующим образом:

DE= D t -\-k^as= 10~* 0,1-6,944-10-*= 6,954-10~* м*/с.

216

Время, в течение которого сечение с удельной концентрацией растворителя с=0,5 дойдет до конца пласта £=400 м, составит

Л = 131 м.

Однако необходимо определить время f=£**, за которое область смешения полностью вытеснится из пласта, а вода, проталкивающая оторочку раство­ рителя, дойдет до конца пласта х=1. На рис. 113 показано также распределе­ ние насыщенностей пласта водой и растворителем в момент времени t — t**.

Пунктиром дана фиктивная оторочка растворителя, как бы вышедшая за пре­

§ 2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАКАЧКИ В ПЛАСТ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА

К веществу, хорошо смешивающемся с нефтью, относится двуокись углерода С02, которую используют в качестве агента,, закачиваемого в пласт для вытеснения нефти. Источники С02— природные месторождения, содержащие часто смесь углекис­ лого газа с углеводородами и в ряде случаев с сероводородом, отходы химических производств, дымовые газы крупных энер­ гетических и металлургических установок.

Двуокись углерода в стандартных условиях, т. е. при дав­ лении 105 Па и температуре 273,2 К, — газ. На рис. 117 показа­ на рГ-диаграмма двуокиси углерода, из которой видно, что кри­ тическое давление ее составляет 7,38 МПа, а критическая тем­ пература 304,15 К- Это довольно низкая температура для обыч­ ных условий глубокозалегающих нефтяных месторождений. По­ этому, если нагнетать С02 в пласты, залегающие на глубине

ком состоянии. В стандартных условиях, когда это вещество на­ ходится в газовом состоянии, ру = 0,0137-10_3 Па-с, а плотность ру =1,98 кг/м3. При переходе в жидкое состояние вязкость угле­ кислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры — по­ нижается.

На рис. 118 показаны кривая зависимости вязкости углекис­ лоты от давления при различных температурах. При давлении выше 10 МПа и температуре 300—310 К происходит полное

218

Рис. 118. Кривая зависимости вязко­ сти двуокиси углерода |ху от давле­ ния при различных температурах:

/ — при 7 =303,2 К; 2 — при 7=333,2 К

смешивание С02 с углеводородной частью нефти. Однако в этом случае смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси С 02 и легких углеводородов. Они могут выпасть в оса­ док.

Для достижения полной смешиваемости С02 с углеводоро­ дами нефти при повышенных температурах следует увеличить давление. Например, при температуре порядка 360 К оно со­ ставляет около 30 МПа.

В тяжелых компонентах нефти С02 растворяется, хотя и слабо. Она способствует набуханию углеводородов, их разрых­ лению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них ад­ сорбировались. При давлении порядка 10 МПа и температуре 300—310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250—300 м3 С02 замеренного при стандартных условиях. По свойству раствори­ мости в углеводородах С02 сходен с пропаном. Вместе с тем двуокись углерода растворяется и в воде, но примерно в 10 раз меньшем количестве при одних и тех же условиях. Растворяясь в нефти, С02 уменьшает ее вязкость.

Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр. Известны несколько разновидностей технологии разработки нефтяных месторождений с закачкой С02 в пласты для вытеснения из них нефти.

В одной из них двуокись углерода нагнетают в неистощен­ ный пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачивае­ мой в него водой, аналогично рассмотренному процессу вытес­ нения нефти из пласта оторочкой углеводородного растворите­ ля. Другую разновидность используют в истощенных пластах с низким пластовым давлением порядка 1 МПа, когда С02 непре­ рывно закачивают в пласт в газообразном состоянии.

При осуществлении такого процесса, сходного с процессом циклической закачки газа, газообразную двуокись углерода сле­

219

дует прокачивать через пласт в объеме, в несколько раз пре­ вышающем поровый объем пласта. Легкие углеводороды неф­ ти при этом экстрагируются, переходя в газообразную смесь СОг и углеводородов. На дневной поверхности необходимо разделять С02 и углеводороды, т. е. регенерировать двуокись углерода и снова нагнетать ее в пласт.

Однако при низких пластовых давлениях описанный процесс не достаточно эффективен поскольку потребуется закачка в пласт значительного объема С02 для извлечения углеводоро­ дов. Отношение этого объема С02 к объему извлеченных угле­ водородов может достигать 100 м3 на 1 м3 и более. Кроме того, при низких пластовых давлениях полное смешивание С02 и нефти не возникает и из нефти извлекаются только легкие уг­ леводороды.

Можно осуществлять воздействие на пласт и иначе. Внача­ ле, т. е. в первой фазе процесса, в пласт интенсивно закачива­ ют С02 при резком ограничении или прекращении отбора неф­ ти. Пластовое давление при этом повышается. Если позволяют пластовые, а также технические и экономические условия, дав­ ление в пласте доводят до давления полной смешиваемости С02 и нефти. Конечно, и при этом в пористой среде могут выпа­ дать смолы и асфальтены. Однако углеводородные компонен­ ты нефти, включая тяжелые, извлекаются из пласта. При дос­ тижении заданного давления производят одновременно и закач­ ку в пласт С02, и отбор из него смеси углеводородов нефти и С02.

Третья разновидность технологии разработки нефтяных пластов с применением двуокиси углерода состоит в растворе­ нии С02 в воде, т. е. в получении так называемой карбонизи­ рованной воды и закачке ее в пласт для вытеснения из него нефти, как и при обычном заводнении. Вследствие большего химического «родства» нефти и С02, чем воды и С02, при кон­ такте карбонизированной воды с нефтью молекулы С02 диф­ фундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхно­ сти зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приво­ дит к увеличению количества извлекаемой нефти из пластов. На рис. 119, а показаны пленки тяжелой нефти, остающиеся на зернах породы при вытеснении нефти из пластов обычной водой, а на рис. 119,6 видно, как пленки этой нефти отделяют­ ся от породы при вытеснении нефти карбонизированной водой.

Рис. 119. Схема отрыва пленок нефти от породы при закачке в пласт карбонизированной воды:

220