Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пласта

Использование диоксида углерода было начато в начале 50 годов в штате Нью-Йорк (США), промышленный эксперимент по закачке водного раствора СО₂ длительностью 10 лет позволил увеличить нефтеотдачу на 10 %.

Опыт показывает, что при закачке СО₂ нужно учитывать неоднозначность получаемых результатов, возможность побочных эффектов (выпадение осадков в пласте, коррозия нефтепромыслового оборудования), вероятность быстрого прорыва реагента к забоям добывающих скважин, необходимость транспортировки значительного количества СО₂ на большие расстояния, специфические требования к используемому оборудованию, например, к разъемам и уплотнительным устройствам, средствам перекачки.

Механизм вытеснения

Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при температуре ниже 31⁰С. При температуре выше 31⁰С двуокись углерода находится в газообразном состоянии, при давлении меньшем 7.2 МПа из жидкого переходит в парообразное.

Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота H₂CO₃ растворяет цемент в породе пласта и при этом повышает проницаемость. Двуокись углерода в воде способствует разрыву и «отмыву» пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность разрыва водной пленки.

При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО₂ (двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение).

В пласте образуются три зоны.

1. Зона первоначальной пластовой нефти

2. Переходная зона

3. Зона чистого СО₂

Если СО₂ нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂ формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.

Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности.

1. Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду.

2. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, снижая подвижность воды относительно нефти.

3. Увеличивать объем нефти при растворении в ней СО₂ и повышать эффективность вытеснения и «доотмыва» нефти.

4. Снижать межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшать смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивать переход нефти из пленочного состояния в капельное.

5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия угольной кислоты и скелета породы.

При вытеснении нефти СО₂ в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы.

 

Вытеснение нефти газообразным диоксидом углерода.

При докритических температурах в мелкозалегающих нефтяных горизонтах и при ограниченных темпах закачки при условии – p_пл (пластовое давление) < p_s (давление конденсации СО₂). Этот вариант на практике маловероятен. При сверхкритической температуре (Т_пл> Т_кр, где Т_пл – пластовая температура, Т_кр =31, 04⁰С – критическая температура СО₂) процесс вытеснения термодинамически не ограничивается и протекает при любых значениях давления в пласте.

 

5.2.2. Вытеснение сжиженным СО₂

 

Реализуется при Т_пл < Т_кр, p_пл > p_s. Компонентная и фазовая характеристика этой схемы: вытесняющий агент - жидкий СО₂, вытесняемая среда – жидкие углеводороды и пластовая вода (табл. 5.1).

Таблица 5.1

Механизм и схемы воздействия

 

Схема воздействия	Механизм вытеснения, действующий при данной схеме	Термодинамические ограничения	Характеристика фильтрующихся сред: компоненты, фазы
По темпера-туре	По давлению
Вытеснение газообразным СО2	Вытеснение со смешиванием. Изменение вязкости	Т< Ткр Т> Ткр	p< ps	Газовая фаза: углекислый газ. Жидкая фаза или газожидкостная смесь: углеводороды (нефть)
Вытеснение газообразным СО2	Вытеснение со смешиванием	Т< Ткр	p> ps	Углекислый газ, нефть
Вытеснение со смешиваванием	Вытеснение со смешиванием. Объемный эффект	Т< Ткр Т> Ткр	p> pсм	1. Жидкая углеводородная фаза. 2.Промежуточная газожидкостная зона: смесь УВ и углекислого газа. 3. Зона полной взаимной растворимости: газообразная смесь углеводородов и СО2 (без границы раздела фаз). 4. Зона вытесняющего агента: газообразный (преимущественно) либо жидкий (иногда) СО2. 5. Зона полной взаимной растворимости отсутствует.
Вытеснение карбонизированной водой	Изменение вязкости межфазного натяжения	Т< Ткр Т> Ткр	p пл< pсм p> pраст	Нефтяная фаза: углеводороды и углекислый газ (незначительно). Водная фаза: вода и СО2 (значительное содержание). Газовая фаза: углеводороды и СО2.

 

Вытеснение со смешиванием. Схема вытеснения осуществляется при подаче в пласт как газообразного, так и жидкого диоксида углерода. Необходимое условие. Р_пл > Р_см (смешивания), т.е. давление, при котором происходит полное взаимное растворение вытесняемой и вытесняющей сред. Давление смешивания зависит от температуры и состава пластовой нефти, который обобщенно характеризуется молекулярной массой. Схема вытеснения делится на несколько зон по ходу фильтрации.

- зона вытесняемой нефти (жидкая углеводородная фаза);

-промежуточная зона (жидкая, газообразная либо газожидкостная фаза), которая состоит из углеводородных компонентов и СО₂;

-зона полной взаимной растворимости нефти и диоксида углерода без фазовой границы раздела;

Зона вытесняющего агента, в которой диоксид углерода находится, как правило, в газообразном (Т_пл. > Т_кр), либо в жидком состоянии (Т_пл < Т_кр, p_пл > p_s.). При pпл < p_см. зона полной взаимной растворимости отсутствует и получается, что вытеснение происходит без смешивания.

Вытеснение карбонизированной водой. Меньше зависит от давления и температуры, при этом происходит двухфазная (жидкость-жидкость) фильтрация, а СО₂ присутствует в обеих фазах, больше в воде и меньше в вытесняемой нефти- в зоне, прилегающей к границе раздела фаз. Давление при этом больше давления растворимости СО₂ в воде - p_раст.

Способы закачки

По последовательности и характеру закачки СО₂ в пласт, выделяются:

- непрерывная закачка СО₂;

- закачка оторочки СО₂ с последующим ее проталкиванием водой;

-закачка оторочки СО₂ с последующим нагнетанием углеводородного или иного газа;

- чередующаяся закачка СО₂ и воды.

Возможны и другие сочетания, например, совместно с растворами ПАВ, загущенной водой и т.д. Выбор того или иного способа определяется краевыми условиями применения метода, среди которых определяющей является характеристика пластовой системы. Например, на залежах с низкой и аномально низкой проницаемостью способы, предусматривающие использование воды, неприемлемы ввиду огриниченной приемистости нагнетательных скважин или вообще из-за отсутствия приемистости по воде. Но в большинстве случаев, по данным ВНИИнефти наиболее приемлема чередующаяся закачка СО₂ и Н₂О. при этом оптимальный размер первой порции СО2 (оторочки) составляет 10 % объема порового пространства, а суммарный объем закачки СО₂ составляет 30 %. Закачка 1 т диоксида углерода (СО₂) на месторождениях Венгрии и США позволяет дополнительно получать нефти до 1.6 тонны.

Свойства диоксида углерода

В зависимости от давления и температуры СО₂ может находиться в жидком, твердом и газообразном состояниях:

Термодинамические параметры СО₂

Молекулярная масса - 44.01

Свойства при нормальных условиях (⁰С, 101.3 кПа)

Удельный объем, дм³/кг

Относительная (по воздуху) плотность 1.529

Критические свойства

Давление, МПа -7.384

Температура, С – 31.04

Удельный объем дм³ (литр)/кг - 2.14

Свойства в тройной точке

Давление, Мпа – 0.528

Температура, С - 56.6

Удельный объем твердой фазы л/кг – 0.661

Температура сублимации, С -78.48

5.4.1. Смеси с СО₂

От источника в систему транспортировки, а затем на промысел диоксид углерода поступает вместе с примесями других газов. При повторном использовании СО₂, добываемого вместе с пластовой продукцией нефтяных скважин, в составе закачиваемого реагента имеется метан. В закачиваемой среде метан может содержаться и в том случае, когда источником СО₂ является природное месторождение.

 

5.5. Гидратообразование

Диоксид углерода при насыщении парами воды образуются кристаллогидраты. Условия формирования гидратов в смесях, содержащих диоксид углерода, определяются при помощи уравнений.

,

уi – молярная доля i-го компонента в газовой фазе смеси,

хi – молярная доля компонента в жидкой фазе.

Выпадение гидратов в смеси происходят при давлении 1, 13 МПа. Предотвратить выпадение достигается повышением температуры или снижением давления.

Коррозия

Диоксид углерода в газообразном состоянии классифицируется как инертное вещество, при взаимодействии с водой образуется угольная кислота – Н₂О +СО₂=Н₂СО₃.

Угольная кислота с рН =3 – слабая кислота, которая влияет на коррозию. Борьба с коррозией в системах с СО₂ – нанесение на поверхность контакта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в антикоррозийном исполнении.

Борьба с коррозией в системах с СО₂ – это нанесение на поверхность контакта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в антикоррозийном исполнении. При реализации проектов СО₂ следует учитывать, что при растворении СО₂ в нефти и воде происходит снижение температуры. Температурный эффект растворения СО₂ может повлиять на образование асфальтено-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) в пласте. Более существенный температурный эффект возникает при отклонениях от режима, утечках, приводящих к дросселированию среды. Температура сухого льда -78⁰С, образование пробок-наростов может вызвать так называемые «снарядные» эффекты при отсоединении труб. Может произойти порыв трубы.

Системы разработки

 

Система разработки может быть внутриконтурная – однорядная, трехрядная, пятирядная, либо различные виды площадного заводнения. Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки – до 40-50 га/скв, т.к. СО₂ не ухудшает условия дренирования пласта. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин и принимать меры по защите от коррозии металла обсадных труб.

Недостатки метода

1. Снижение охвата пластов по сравнению с заводнением.

2. При неполной смесимости с нефтью легкие углеводороды экстрагируют, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте.

3. Удаление источника СО₂ от месторождения до 600 км экономически не выгодно.

4. Чистый СО₂ без влаги не опасен в отношении коррозии, но при чередовании с водой становится коррозионно-активным.

5. При перекачке жидкого СО₂ проблемой является транспорт.

6. Большое поглощение пластом – потери достигают до 75 % от общего объема закачки.

5.9. Технология СО₂ для повышения нефтеотдачи

Технология базируется на наличии мощного источника диоксид углерода и возможности трубопроводной доставки реагента к месту его использования. По статистическим данным минимальная производительность источника составляет 0.5 млн. м³/сут, газообразного СО₂ (1000 т/сут).

Технологический комплекс включает:

1. источник реагента;

2. установку по обогащению реагента:

3. установку по подготовке СО₂ к магистральному транспорту;

4. хранилище углекислого газа у головных сооружений трубопровода;

5. магистральный трубопровод, состоящий из перекачивающей (насосной или компрессорной) станции, промежуточных перекачивающих станций, линейной трубопроводной части, узлов приема – запуска разделителей;

6. хранилище углекислого газа в месте использования СО₂;

7. агрегаты высокого давления для закачки СО₂ в пласт;

8. распределительные пункты;

9. нагнетательные скважины СО₂, входящие в систему нагнетания воды или специально пробуренные;

10. систему регенерации попутно добываемого СО₂;

11. систему подачи регенерированного СО₂ в нагнетательную линию (трубопроводы, насосы или компрессоры);

12. другие системы – защита от коррозии и гидратов, загущения СО₂, контроля и управления, техники безопасности, охраны природы. Укрупнено технологический комплекс диоксида углерода для повышения нефтеотдачи состоит из четырех систем:

1. источник;

2. система магистральной транспортировки;

3. промысловая система закачки;

4. система повторного использования СО₂;

Диоксид углерода доступный и распространенный реагент, используется в химической отрасли. Содержится в качестве составного компонента в природных и искусственных смесях.

5.10. Основные источники СО₂

1. отработанные газы теплоэнергетических установок;

2. генераторные газы;

3. побочные или отходы химических заводов и комбинатов;

4. природный газ;

5. продукция месторождения или его смесей с другими газами;

6. нефтяной газ.

За рубежом получили наибольшее распространение – побочная продукция заводов по производству аммиака и водорода, природные газы, попутные газы, продукция месторождений с содержанием СО₂ более 50 %. Содержание СО₂ в дымовых газах составляет 11-13 %. Объемы сырья для получения СО₂ зависят от мощности тепловых энергетических установок. Газы генераторных установок содержат не более 10 % диоксид углерода. Концентрация СО₂ в продукции химических предприятий составляет 90 %. Диоксид углерода может быть в жидком или газообразном состоянии. Объемное содержание СО₂ в продукции месторождений природного газа и конденсата составляет до 5 %. Астраханское месторождение до 20 % диоксид углерода.

Основная задача при получении чистого СО₂ это удаление сероводорода, который осуществляется с помощью процессов «MDEA», «Selexol». «MDEA» основан на растворимости сероводорода в метилдиэтаноламине. «Selexol» основан на использовании растворителей типа диметил или полиэтиленгликолевый. Этот процесс рекомендуют совмещать с процессом Клауса по получению серы. Установка Клауса обеспечивается сырьем (до 95 % сероводорода), а система воздействия на пласт реагентом с содержанием СО₂ более 90 %.

5.11. Схема получения СО₂ из продукции газовых месторождений

Исходное сырье («кислый» природный газ) сжимается до давления превышающего давление магистрального трубопровода СО₂ (10.5 МПа) и охлаждается (в аппаратах воздушного охлаждения) до 38 ⁰С. Затем газ поступает в абсорбер, где в результате контакта с растворителем гликогелеевого типа из газа удаляется сероводород (типа «Selexol»). Продукт с содержанием сероводорода не более 0.01 % и содержанием СО₂ не менее 90 % поступает на головные сооружения трубопровода. Для 0.5 млн. м³/сут диоксид углерода составляет 3650 кВт, расход пара низкого давления – 2 т/ч, реагента растворителя 9 кг/сут. При содержании в продукции более 70 % СО₂ месторождение может разрабатываться как источник диоксид углерода. Потенциальные запасы месторождений СО₂ с давлением свыше 0.7 МПа составляют 900 млрд. м³ (5 регионов США – Вайоминг, Центральное Миссисипи, Северо-Восточное Нью-Мехико, Юго-Западное и Южное Колорадо), в Западной Сибири – Семидовская залежь, где СО₂ содержится до 77 %. Газ подобных месторождений можно закачивать в нефтяной пласт без предварительной подготовки, доставка на территорию месторождения может осуществляться без перекачивающих станций. Нефтяные газы можно рассматривать как вспомогательный источник закачки СО₂, первоначальное объемное содержание диоксид углерода в нефтяном газе колеблется до 10 %. При высокой концентрации диоксид углерода в нефтяном газе разделение осуществляют при помощи растворителей.

Исходный газ, содержащий до 85 % СО₂, насыщенный водой при 38 ⁰С и 0.28 МПа, сжимается в компрессоре до 2.1 МПа, смешивается с концентрированным растворителем, охлаждается в абсорбере-охладителе и выпаривается в предварительном сатураторе. Испарившейся газ направляется в блочный «Селехол-абсорбер», где сырой газ контактирует с выпаренным растворителем. Объемное содержание СО₂ в газе снижается до 2 %. Диоксид углерода сжимается до необходимого давления в многоступенчатых компрессорах для закачки в пласт. Для приготовления 300 тыс. м³/сут СО₂ составляет 1530 кВт, расход пара низкого давления 10.8 т/ч, охлажденной воды 9.5 м³/мин, реагента растворителя 9 кг/сут. Экономичное получение чистого диоксид углерода – завод, тепловые энергетические участки, газовое месторождение, месторождения СО₂. Первичный источник диоксид углерода является аммиачный завод в г. Стерлингтоне, побочные газообразные отходы которого транспортируются по магистральному трубопроводу при давлении 9.5 – 12 МПа. На первом этапе доля источника составляла 70 % или 0.3-0.4 млн. м³/сут. Нефтяной газ – извлекается 1.1-1.2 млн. м³/сут, т.е. до 80 %.

 

5.12. Системы транспортировки и закачки СО₂

Схема 1. Бескомпрессорная перекачка применяется при незначительной протяженности трубопровода. СО₂ находится в газообразном виде. Трубопровод рассчитывается таким образом, чтобы в процессе движения исключается возможность выпадение конденсата. Давление начальное ниже упругости паров.

Схема 2. Компрессорная перекачка. Применяется в тех случаях, когда давление поступающего от источника продукта недостаточно для осуществления бескомпрессорной перекачки. При протяженном трубопроводе целесообразно строительство промежуточной компрессорной станции.

Схема 3. Компрессорная перекачка с предварительным охлаждением. СО₂ вначале сжимается в компрессорах и переводится в новое термодинамическое состояние – в область сверхкритической температуры и давления, т.е. Т_нас. > Т_кр, р_нас> р _кр. Затем осуществляется охлаждение и конденсация транспортируемой среды в теплообменном аппарате, в результате чего СО₂ переводится в зону жидкого состояния. Аппарат воздушного охлаждения применим в условиях, когда температура окружающего воздуха не превышает 25⁰С. Использовать можно, кроме Средней Азии. Охлажденный и полностью сконденсировавшийся СО₂ подается в трубопровод. Транспортировка на всем протяжении осуществляется в жидком состоянии. Давление СО₂ в жидком состоянии на всасывающей линии промежуточных насосных станций составляет 5-7 МПа. От источника СО₂ поступает в жидком состоянии при Т_нас < Т_кр., Р_жид. > Р_нас.

Схема 4. Безнасосная перекачка жидкого СО₂. Перепад давления в системе в зимнее время по сравнению с летним повышается на 1.5- 2 МПа, что увеличивает подачу СО₂ в зимнее время на 30-50 % по сравнению с летним.

Схема 5. Насосная перекачка жидкого СО₂. Эту схему целесообразно осуществлять в 2 вариантах.

1. С предварительным охлаждением

2. Без него

Второй вариант представляет простую схему – без охлаждения применяется в том случае, если температура поступающего от источника жидкого СО₂ достаточно низкая, и давление на приеме насоса невысокое, углекислый газ подается либо непосредственно, или после дросселирования.

Если газ имеет высокую температуру, а насосы допускают на приеме лишь небольшое давление, то следует использовать первый вариант с охлаждением. На практике СО₂ от источника может поступать из трубопровода в двухфазном состоянии. Делать выбор охлаждение или нагревание следует в зависимости температуры грунта в годовом разрезе.

 

⇐ Предыдущая10111213141516171819Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. A.16.15.3. Экран принудительной изоляции для использования в депо
2. A.16.15.3.5. Экран вспомогательного блока управления (ACU) для использования в депо
3. A.16.15.4.1. Экран высоковольтного разъединителядля использования в депо
4. AQUA SMOKY EXTRAVAGANТ Водостойкая тушь для ресниц
5. Cтандарты ITU-T для услуг IPTV.
6. Hаиболее хаpактеpными для остpого панкpеатита являются боли
7. I. Чтобы они поистине были универсальными для научных занятий.
8. II. Для граждан Российской Федерации
9. II. Имидж библиотек для детей и юношества Удмуртской Республики глазами читателей
10. III. Вид работы: «Использование информационной базы данных»
11. III. УЗЛЫ ДЛЯ СВЯЗЫВАНИЯ ДВУХ ТРОСОВ
12. IV. ОЦЕНОЧНЫЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ТЕКУЩЕГО И РУБЕЖНОГО КОНТРОЛЯ