Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки

• Название: Лекция общие принципы проектирования разработки
• Анкор: Лекции разработка.doc
• Дата: 01.06.2018
• Размер: 2.81 Mb.
• Имя файла: Лекции разработка.doc
• Тип: Лекция; #19865
• страница: 11 из 20

Оценка экономического эффекта

Показателем экономической эффективности методов увеличе­ния нефтеотдачи пластов служит годовой экономический эффект. Его можно определять на основе сопоставления приведенных затрат базового варианта и разработки с применением метода. Приведенные затраты представляют собой сумму себестоимости и нормативной прибыли:

З = С + ЕК,

где С - себестоимость добычи нефти, руб/т; К- удельные капи­тальные вложения в производственные фонды, руб/т; Е - норма­тивный коэффициент эффективности капитальных вложений (для методов повышения нефтеотдачи как новых технологических процессов разработки нефтяных месторождений принимается равным 0,15); 3 - приведенные затраты, руб/т.

При определении годового экономического эффекта должна быть обеспечена сопоставимость базового и внедряемого вариан­тов разработки месторождения по объему добычи нефти. Для сопоставления приведенные затраты в базовом варианте увеличи­ваются на сумму, необходимую для получения того же объема добычи нефти, что и в варианте с применением метода увеличе­ния нефтеотдачи. Разница в объемах добычи нефти представляет собой дополнительную добычу за счет применения метода. Уве­личение приведенных затрат равно произведению дополнительной добычи нефти на специальный норматив удельных приведенных затрат на одну тонну прироста добычи нефти.

Таким образом, годовой экономический эффект определяется по формуле

Э = 3_бq_б+ Н ∆q – 3_мq_м,

где q_б, q_м - соответственно добыча нефти (годовая) при базовом и внедряемом методе разработки, т; ∆q = q_м - q_б дополнительная добыча нефти (годовая) за счет применения метода, т; Н - специальный норматив удельных приведенных затрат на 1 т при­роста добычи нефти, руб/т; 3_б, З_м - соответственно приведенные затраты на добычу одной тонны нефти при базовом и внедряемом методе; Э - годовой экономический эффект, руб.







Рис. 10. Зависимость технологического q_н и экономического С_п эффекта

от вре­мени применения новых методов t.

1 и 1' - соответственно добыча и себестоимость нефти при заводнении;

2 и 2', 3 и 3', 4 и 4' - добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных ста­диях; заштрихованные области - эффект от новых методов в добыче нефти
В тех случаях, когда разработка месторождения (залежи) при обычном заводнении или на режиме истощения технологиче­ски невозможна либо применение метода начинается после дости­жения предела рентабельности при обычной технологии, вся до­быча нефти может считаться дополнительной, добытой за счет применения метода - нулевой вариант (рис. 10).

В этих случаях в качестве базы сравнения для определения экономической эффективности принимается норматив удельных приведенных затрат на 1 т прироста добычи нефти:

Э = (Н – 3_м) q_м


Лекция 12. Физико-химические методы увеличения

нефтеотдачи заводненных пластов

После заводнения нефтяных месторождений по обычной тех­нологии или с различными улучшениями технологии (циклическое воздействие, изменение направления потоков жидкости, водогазовое циклическое воздействие), или с повышением вытесняющих свойств воды (ПАВ, полимеры, щелочи) в недрах остаются неизвлекаемыми до 30-70 % начальных запасов нефти, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пластов в виде остаточной рассеянной нефти и не охваченных заводнением слоев, линз, пропластков.

Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснении нефти двуокисью углерода и мицеллярными растворами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.

Эти методы относятся к числу наиболее высокопотенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщеность в зоне, охваченной рабочим агентом, до 2—5%. Главное в применении этих методов — обеспечить высокий охват нефтяной залежи эффективным вытесняющим агентом (двуокисью углерода) и мицеллярным раствором. Эти методы для нашей промышленности имеют принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые будет значительно труднее извлекать, чем из незаводненных пластов.

Вытеснение нефти двуокисью углерода

С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо растворяются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода растворяется в воде и в нефти разного состава и плотности. Исследования СО₂ были начаты в начале 50-х годов.

Механизм явлений. Углекислый газ, или двуокись углерода, образует жидкую фазу при температуре ниже 31,2 °С. Однако при содержании в ней углеводородов температура, при которой возможно существование жидкой двуокиси углерода, повышается вплоть до 40 °С. При температуре выше 31 °С двуокись углерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. Давление 7,2 МПа также является критическим. При меньшем давлении СО₂ из жидкого состояния переходит в пapooбразное (испаряется).

Плотность и вязкость жидкой двуокиси углерода изменяются в пределах от 0,5 до 0,9 т/м³ и от 0,05 до 0,1 мПа·с, а газообразной — от 0,08 до 0,1 кг/м³ и от 0,02 до 0,08 мПа·с при давлениях 8—25 МПа и температуре 20—100 °С.

При высоких давлениях (более 15 МПа) и низкой температуре пласта (менее 40°С) плотность жидкой и газообразной двуокиси углерода становится почти одинаковой (0,6—0,8 т/м³).

Двуокись углерода растворяется в воде значительно лучше yглеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. В пластовых условиях в воде растворимость двуокиси углерода находится в пределах от 30 до 60 м³/м³ (3—5 °/о). С ростом минерализации воды растворимость двуокиси углерода в ней снижается.

При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее не­сколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3—5 % двуокиси угле­рода вязкость ее увеличивается лишь на 20—30 %. Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н₂СО₃ растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницае­мость. Согласно лабораторным данным БашНИПИнефти, проница­емость песчаников увеличивается при этом на 5—15%, а доломи­тов— на 6—75 %. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4—10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может перехо­дить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким и вытеснение приближается к смешивающемуся.

Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пле­ночной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возмож­ность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

Двуокись углерода растворяется в нефти значительно лучше метана. Растворимость СО₂ в нефти увеличивается с ростом давления и уменьшением температуры и молекулярной массы нефти. Содержание метана или азота снижает растворимость СО₂ в нефти и повышает давление смесимости. Нефти с высоким содержание парафиновых углеводородов лучше растворяют СО₂, чем нефти с высоким содержанием нафтеновых и, тем более, ароматических углеводородов.

При давлениях выше давления полной смесимости СО₂ и нефть будут образовывать однофазную смесь при любом содержании в ней СО₂, т. е. будет неограниченная смесимость.

Давление полной смесимости для разных нефтей весьма различно и может изменяться от 8 до 30 МПа и более. Для легких маловязких нефтей давление смесимости меньше, для тяжелых высоковязких — больше.

Вместе с тем давление смесимости СО₂ и нефти зависит от давления насыщения нефти газом. С увеличением давления насыщения от 5 до 9 МПа давление смесимости повышается от 8 до 12 МПа. Содержание в СО₂ метана и азота повышает давление смесимости. Например, содержание в СО₂ 10—15 % метана или азота повышает давление смесимости более чем на 50 %. И наоборот, добавление к углекислому газу этана или других углеводород­ных газов с высокой молекулярной массой снижает давление смеси­мости.

Повышение температуры от 50 до 100 °С увеличивает давление смесимости на 5—6 МПа.

Ввиду влияния указанных факторов на давление смесимости СО₂ лишь частично смешивается со многими нефтями при реаль­ных пластовых давлениях. Однако в пластах СО₂, контактируя с нефтью, частично растворяется в ней и одновременно экстрагирует углеводы, обогащаясь ими. Это повышает смесимость СО₂, и по мере продвижения фронта вытеснение становится смешиваю­щимся. В результате давление, необходимое для смешивающегося вытеснения нефти двуокисью углерода, значительно меньше, чем одним углеводородным газом. Так, для смешивающегося вытесне­ния легкой нефти углеводородным газом требуется давление 27— 30 МПа, тогда как для вытеснения СО₂ достаточно 9—10 МПа.

При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.

При высоком давлении и температуре механизм смесимости СО₂ и нефти характеризуется процессом испарения углеводородов из нефти в СО₂, а при низкой температуре механизм больше соответ­ствует конденсации, адсорбции СО₂ в нефть.

При давлениях, меньших давления смесимости, смесь СО₂ и нефти разделяется на составные фазы: газ СО₂ с содержанием легких фракций нефти и нефть без легких фракций. Из нефти могут выпадать асфальтены, парафины в виде твердого осадка.

Увеличение плотности нефти при растворении в ней СО₂ не пре­вышает 10—15%, составляя, как правило, не более чем 2—3%, что связано со значительным расширением объема нефти.

Увеличение объема нефти в 1,5—1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор увеличивающий коэффициент вытеснения,— уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО₂ . Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.

Начальная вязкость нефти, Вязкость нефти при полном насыщении СО₂,

мПа·с мПа·с

1000—9000 15—160

100—600 3—15

10—100 1—3

1—9 0,5—0,9

Как видно, вязкость нефти снижается очень сильно под действием растворения в ней СО₂ (не менее, чем под действием теплоты).

И. И. Дунюшкин предложил эмпирическую формулу расчета вязкости нефти , насыщенной СО₂ с его концентрацией в нефти С_н:

; ;.

Здесь А и — эмпирические коэффициенты; — первоначальная вязкость нефти, мПа·с.

При снижении давления и разделении смеси нефть—СО₂ на составные фазы происходит переход легких компонентов нефти в двуокись углерода. При этом оставшаяся нефть утяжеляется, уменьшаются ее объем и раствори­мость в ней СО₂, увеличиваются плотность и вязкость. Вследствие этого снижается подвижность неф­ти, оставшейся за фронтом вытесне­ния СО₂.

Механизм процесса вытеснения нефти. При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО₂ двуокись углерода будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны — зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО₂. Если СО₂ нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂ формируется вал нефти вытесняющий пластовую воду.

В лабораторных условиях при вытеснении некоторых моделей нефти двуокисью углерода из однородных пористых сред в нескольких случаях достигался коэффициент вытеснения 1.

Однако в опытах с реальными нефтями коэффициент вытеснения не превышает 0,94—0,95%, что объясняется, видимо, выпадением в твердый осадок высокомолекулярных компонентов нефти.

При давлении в пласте меньше давления смесимости СО₂ частично растворяется в нефтяной фазе, улучшая ее фильтрационные характеристики, а легкие фракции нефти, наоборот, переходят в СО₂.

Происходит компонентное разделение нефти. Двуокись углерода, насыщенная легкими фракциями нефти, вытесняет нефть, частично насыщенную СО₂. В зоне промытой СО₂ остаточная нефть приобретает свойства тяжелого нефтяного остатка.

Лабораторными опытами установлено, что СО₂ в жидком виде лучше вытесняет нефть, чем в газообразном, при температуре, близкой к критической (31°С), и давлении, близком к критическому (7 МПа).

При температуре в пласте выше критической СО₂ при любом давлении будет находиться в газообразном состоянии и вытеснять нефть со всеми недостатками, присущими агенту с малой вязкостью, т. е. при малом охвате неоднородных пластов процессом. Поэтому всегда желательно нагнетать в пласты двуокись углерода в жидком виде и выбирать объекты для ее применения с температурой, незначительно отличающейся от критической (25—40 °С).

Влияние объемных эффектов на вытеснении нефти двуокисью углерода. Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в ней СО₂ наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) — один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.

Объемное расширение нефтей зависит от давления, температуры и количества растворенного газа. На объемное расширение нефти под воздействием СО₂ влияет также содержание в ней легких углеводородов (С₃—C₇). Чем больше в нефти содержание легких углеводородов, тем больше ее объемное расширение. Объемное расширение нефти в пласте или «набухание» нефти вызывает искусственное увеличе­ние нефтенасыщенного объема порового пространства коллекто­ра. В результате давление в по­рах повышается, вследствие чего в добывающие скважины допол­нительно вытесняется часть оста­точной неподвижной нефти. Объ­емное расширение нефти даже при частичном насыщении СО₂ увеличивает коэффициент вытес­нения ее на 6—10% за счет повы­шения фазовой проницаемости для нефти, а следовательно, и конечную нефтеотдачу пластов.

Технология и системы разработки. В связи с тем, что давление определяет смеси­мость, состояние смеси нефть— СО₂ и эффективность вытеснения нефти, основными регулируемыми элементами технологии про­цесса являются давление нагнетания СО₂ и поддержание пласто­вого давления.

Оптимальное давление, при котором СО₂ наиболее эффективно вытесняет нефть, следует определять в каждом конкретном слу­чае экспериментально при условиях, близких к пластовым, т. е. определение давления смесимости для пластовых нефтей с СО₂ проводить в пористой среде реального пласта.

Другое важное условие технологии вытеснения нефти СО₂ — его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО₂ (99,8—99,9 %) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО₂ большого коли­чества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Если в пласт закачивается СО₂ в смеси с метаном (природ­ный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти СО₂— сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятст­вует смесимости нефти и СО₂.

Для вытеснения нефти одним СО₂ требуется его большой рас­ход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой раз­ницы вязкостей и плотностей СО₂ и нефти возможны быстрые прорывы СО₂ к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение коэффициента охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО₂ может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО₂, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и yвеличения коэффициента охвата, применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением. Применяются различные модификации этого метода.

Заводнение карбонизированной водой. Самый простой способ подачи СО₂ в пласт — нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3—5 %) СО₂. В пласте СО₂ переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем и фильтрационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО₂ в воде значительно отстает от фронта вытеснения. Отставание зависит от коэффициента вытеснения нефти водой, коэффициента распределения СО₂ между нефтью и водой, концентрации СО₂ в воде, давления и температуры и изменяется от 2 до 8 раз, т. е. путь, пройденный фронтом вытеснения нефти водой, в 2-8 раз больше пути, пройденного фронтом начальной концентрации СО₂ в воде.

Это обстоятельство значительно увеличивает сроки получения эффекта, длительность разработки нефтяных месторождений и рас­ход нагнетаемой воды. Лабораторные эксперименты и численные расчеты, проведенные в БашНИПИнефти, показывают, что коэф­фициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается всего на 10—15 % при нагнетании в пласты пяти-шести поровых объемов. Коэффициент охвата пласта в случае применения карбо­низированной воды несколько выше, чем при обычном заводнении. Это объясняется снижением капиллярных сил на границах фаз и уменьшением контактного угла смачивания водой породы. Гра­витационные силы, плотность сетки скважин и система разработки оказывают на процесс вытеснения нефти карбонизированной водой такое же влияние, как и на обычное заводнение.

Вытеснение оторочкой двуокиси углерода. От­ставания фронта СО₂ от фронта вытеснения нефти водой можно избежать (или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую СО₂ в виде оторочки в объеме 10—30 % от объема пор, продвигае­мой затем водой. При вытеснении нефти из обводненного пласта оторочкой СО₂ будут существовать следующие характерные зоны по насыщенности (несмешивающееся вытеснение).

Зона I — однофазное течение нефти в присутствии погребенной воды.

Зона II — совместное движение СО₂, нефти и воды, сопрово­ждаемое активным массообменом между этими фазами.

Зона III — движение нефтяного вала в присутствии погребен­ной воды и защемленного газа. Здесь происходит массообмен углекислым газом между фазами, но в меньшей степени, чем в зоне II.

Зона IV — движение карбонизированной воды в присутствии лишенной легких фракций и поэтому малоподвижной нефти и за­щемленного СО₂. Массообмен крайне ограничен, так как перед лишенной СО₂ нагнетаемой водой движется вал погребенной воды, которая насыщается на фронте вытеснения нефти СО₂.

Зона V—движение нагнетаемой воды в присутствии остаточной нефти. Содержащийся в нефти СО₂ переходит в нагнетаемую воду, и его концентрация уменьшается в этих зонах от максимального значения до нуля в направлении, противоположном движению потока.

Зона VI — движение воды в присутствии остаточной нефти и в отсутствие СО₂.

Если размер оторочки СО₂ невелик, то с течением времени зоны II и III исчезают. Вода обгоняет СО₂, и происходит вытесне­ние нефти карбонизированной водой. Между зонами I и IV появ­ляются две новые зоны: зона VII, в которой происходит вытесне­ние нефти водой, лишенной СО₂, и зона VIII, в которой нефть вытесняется карбонизированной водой. Насыщение воды СО₂ про­исходит в зоне IV, т. е. на удалении от линии нагнетания. В ре­зультате этого отставание фронта СО₂ от фронта вытеснения (раз­мер зоны VII) при нагнетании оторочки СО₂ всегда меньше, чем при нагнетании карбонизированной воды. В дальнейшем нагнетае­мая вода насыщается СО₂ в области защемленного газа.

В конечном счете защемленный газ исчезает и в пласте остаются только зоны VI и V. В зоне VI объем нефти, не содер­жащей СО₂, значительно меньше, чем в зоне V. Важно то, что вода переносит СО₂ из областей, где нефть практически неподвижна (зоны IV и V), в области, не охваченные воздействием СО₂. Вслед­ствие этого, в отличие от применения других растворителей или углеводородных газов, даже небольшие оторочки СО₂ обеспечи­вают заметный прирост нефтеотдачи.

При увеличении объема нагнетаемого в пласт СО₂ нефтеотдача пласта, естественно, будет увеличиваться.

При увеличении размера оторочки коэф­фициент вытеснения нефти растет неравномерно, с увеличением оторочки прирост снижается. В результате при небольших отороч­ках расход СО₂ на тонну дополнительно добытой нефти ниже, чем при больших. С другой стороны, с увеличением оторочки уменьшается срок разработки и сокращается расход нагнетаемой воды. Аналогичная зависимость нефтеотдачи от размера оторочки получается и в неоднородном пласте. В большинстве случаев (при невысокой неоднородности пластов) оптимальный объем оторочки СО₂ находится в пределах от 20 до 30 % от объема пор.

При вытеснении нефти оторочкой СО₂ нефтеотдача очень сильно зависит от условий для гравитационного разделения. При большой вертикальной проницаемости пласта нефтеотдача может быть в 2—2,5 раза меньше, чем при нулевой проницаемости по толщине пласта.

Вытеснение чередующимися оторочками дву­окиси углерода и воды. Исследования, экспериментальные и аналитические, показывают, что более высокую эффективность от этого метода можно получить, нагнетая необходимый объем СО₂ небольшими порциями попеременно с водой либо одновре­менно нагнетая СО₂ и воду. Эффективность этого процесса в большей мере зависит от отношения размеров порций СО₂ и воды, т. е. газоводяного отношения при чередующейся закачке.

С уменьшением этого отношения уменьшается вязкостная неустойчивость продвижения СО₂ (он более равномерно распределяется по пласту), уменьшается вероятность преждевременного прорыва СО₂ по высокопроницаемым слоям в нагнетательные скважины и в результате увеличивается коэффициент охвата. При некоторых соотношениях воды и СО₂ коэффициент охвата может быть выше, чем при обычном заводнении или при нагнета­нии карбонизированной воды. Вместе с тем при малом соотноше­нии объемов газа и воды процесс по эффективности приближается к закачке карбонизированной воды.

При увеличении газоводяного отношения возможно неблаго­приятное проявление гравитационной неустойчивости из-за раз­личных плотностей воды и СО₂. Вода будет стремиться вниз, а СО₂ — к верхней части пласта. Или же при резкой слоистой не­однородности СО₂ будет прорываться в добывающие скважины по высокопроницаемым слоям, а затем туда устремится и вода, обеспечивая низкий охват процессом вытеснения. Поэтому су­ществует оптимальное отношение объемов СО₂ и воды при чере­дующейся закачке для достижения наибольшего эффекта, кото­рое должно обосновываться специальными исследованиями и расчетами исходя из реальных условий неоднородности пластов, растворимости СО₂ в воде и нефти и др.

Решающий фактор при выборе отношения объемов закачки СО₂ и воды — недопущение прорыва СО₂ к добывающим скважи­нам. Обычно это отношение может изменяться от 0,25 до 1.

Размеры оторочек (порций) СО₂ и воды могут быть достаточно большими — до 10—20% от объема пор при полной смесимости СО₂ и нефти, высокой нефтенасыщенности и достаточной однород­ности пласта. В случае слабой смесимости СО₂ и нефти (тяжелые нефти, низкое давление) порции СО₂ и воды должны быть малыми при чередующейся закачке.

С повышением неоднородности пластов и вязкости нефти раз­меры порций СО₂ и воды должны уменьшаться. При маловязких нефтях и слабой неоднородности пластов СО₂ целесообразно при­менять с начала разработки.

В неоднородных пластах и при высоковязкой нефти более вы­сокую конечную нефтеотдачу можно получить, применяя СО₂ на поздней стадии разработки, т. е. в заводненном пласте. Этот не­ожиданный эффект объясняется различной растворимостью СО₂ в нефти и воде.

Другие возможные технологии, повышающие охват пластов вытеснением. Кроме вытеснения нефти карбонизированной водой и различными оторочками СО₂ в неко­торых проектах для повышения эффективности использования СО₂ предлагалось после попеременного нагнетания СО₂ и воды попеременно нагнетать воду и другой, более доступный газ (при­родный, дымовой и т. п.). При этом происходит смешивающееся вытеснение нерастворенного СО₂ более дешевым газом, снижается остаточная насыщенность пласта СО₂ и в результате уменьшаются его расходы.

Для уменьшения подвижности свободного СО₂ в пласте при неполной смесимости и повышения охвата возможно применение водорастворимых ПАВ, водных растворов силиката натрия с целью образования пен и геля в высокопроницаемых слоях. Ос­новные проблемы при этом — стабилизация пен, адсорбция ПАВ и сохранение геля в минерализованной среде. Лабораторные экс­перименты подтверждают целесообразность осуществления этих мероприятий, повышающих охват вытеснением неоднородных пластов.

В проекте доразработки заводненного пласта Б₂ Радаевского нефтяного месторождения (вязкость нефти 20—22 мПа·с) с ис­пользованием СО₂ Всесоюзный нефтегазовый научно-исследова­тельский институт предложил нагнетать его попеременно с водным раствором полимера для улучшения охвата и распределения СО₂ по объему пласта. Согласно расчетам, применение полимеров с С0₂ на Радаевском месторождении может повысить прирост нефтеотдачи от 10 до 13 %.

Венгерские специалисты реализовали следующую, по их мне­нию, наиболее эффективную технологию вытеснения нефти СО₂ из истощенных пластов.

Углекислый газ закачивается в истощенный пласт при низком давлении (2 МПа), он замещает в пласте свободные углеводород­ные газы.

Пластовое давление за счет нагнетания СО₂ повышается от 2 МПа до первоначального (10—13 МПа).

При наличии в пористой среде свободного СО₂ нефть вытес­няется перенасыщенной карбонизированной водой (28—30 м³ СО₂ на 1 м³ воды).

При этой технологии удалось получить коэффициент вытесне­ния нефти в охваченной части пласта более 90 % при большом расходе СО₂ (около 0,8 от объема пор) и малом расходе воды (0,53—0,7 от объема пор). Около 70% закачанного СО₂ извле­кается из пласта и после регенерации может быть повторно ис­пользовано при соответствующем оборудовании. Но такую техно­логию целесообразно применять лишь в тех случаях, когда рядом с нефтяным месторождением расположен крупный дешевый источ­ник СО₂, например месторождение природного СО₂ с высокой кон­центрацией (более 70—80 %).

Системы разработки. Применение СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная, пятирядная, трехрядная или однорядная, либо должны приме­няться различные модификации площадного заводнения. Пред­почтение должно быть отдано активным, т. е. малорядным систе­мам разработки.

Применение многорядных систем нежелательно ввиду возмож­ного отбора больших объемов СО₂ первыми рядами добывающих скважин. В случае необходимости применения таких систем сле­дует уменьшать газоводяное отношение.

Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки — до 40—50 га/скв и более, так как СО₂ не ухудшает условий дренирования пластов. Как и при обычном заводнении, плотность сетки скважин следует принимать в за­висимости от неоднородности пластов по проницаемости и пре­рывистости исходя из условия более полного охвата дренирова­нием. При разработке пластов, в которых возможна значительная гравитационная сегрегация воды и СО₂ (пласты с большой толщи­ной и вертикальной проницаемостью), плотность сетки скважин следует увеличивать. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и возможную продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин, необходимость бурить скважины-дублеры и принимать максимальные меры по защите от коррозии металла обсадных труб.

Реализуемые проекты. Первый промысловый экспери­мент по нагнетанию СО₂ в нефтяной пласт в нашей стране был проведен на Александровской площади Туймазинского месторож­дения. Опытный участок включал в себя одну нагнетательную и две добывающие скважины и имел следующую геолого-промыс­ловую характеристику: площадь по линии скважин 14,2 га, объем пор 258 800 м³, нефтенасыщенная толщина пласта 6,1 м, пори­стость 22%, проницаемость 0,6 мкм², вязкость нефти в пласте 15 мПа·с, расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами 338 и 263 м соответственно.

До начала эксперимента в нагнетательную скважину было закачано 80 000 м³ воды. В декабре 1967 г. приступили к закачке в пласт СО₂ в виде карбонизированной воды. Одновременно с на­гнетанием СО₂ в насосно-компрессорные трубы в межтрубное пространство закачивалась техническая вода с расходом 150—220 м³/сут. На забое скважины происходило смешивание закачи­ваемых СО₂ и воды со средней концентрацией 1,4 %. Всего было закачано два объема пор карбонизированной воды, в том числе 4780 т СО₂, что составило около 2 % от объема пор.

Результаты исследований профиля приемистости нагнетатель­ной скважины свидетельствуют об увеличении охвата пласта за­воднением по толщине на 30%. Приемистость нагнетательной скважины увеличилась на 30—40 %. В целом по участку за счет закачки карбонизированной воды, по оценке БашНИПИнефти, дополнительно добыто 27,3 тыс. т нефти, что соответствует увели­чению нефтеотдачи на 15,6 % от его начальных запасов по срав­нению с закачкой воды. На тонну закачанного СО₂ дополнительно добыто 5,8 т нефти. Такой эффект явно завышен.

В ВНР имеется ряд месторождений, содержащих значительные объемы СО₂. Этим объясняется большой интерес, проявляемый в этой стране к использованию СО₂ для увеличения добычи нефти, к теоретическим и экспериментальным исследованиям в этом на­правлении. Для проведения промыслового эксперимента была выбрана средняя линза участка Верхнее Лишпе месторождения Будафа. Участок имеет следующую геолого-промысловую харак­теристику: объем пор 1 250 000 м³, начальные геологические запасы нефти 713 500 т, толщина пласта 4—10 м, пористость 21—22 %, проницаемость 0,03—0,13 мкм², насыщенность связан­ной водой 30%, температура 68 °С, давление 10,5 МПа, вязкость нефти 1,12 мПа·с, газосодержание 70 м³/м³.

К моменту нагнетания в пласты СО₂ было извлечено 280 675 м³ нефти, что соответствовало нефтеотдаче 39,3 %, в том числе 230 576 м³ — за счет закачки воды. С июля 1969 г. начали за­качивать СО₂ для восстановления пластового давления после истощения до 12 МПа, затем воду. С сентября 1970 г. проводи­лось попеременное нагнетание воды и СО₂ в соотношении 1:1, а с июля 1973 г. закачивалась одна вода. Нагнетание проводи­лось сначала в три скважины, а с марта 1972 г. — в пять скважин. К концу 1972 г. было закачано 45 375 100 м³ газа, содержащего 81—83 % С0₂, что составляет около 6 % от объема пор, и 221 679 м³ воды. Извлечено 38 359 м³ нефти, т. е. около 5 % от ба­лансовых запасов всего участка, 67 607 м³ воды и 22 822 685 м³ газа, в том числе 14 017 964 м³ углекислого газа, или 31 % от закачанного в пласты.

Методом материального баланса было определено, что нефте­отдача пласта, подвергнутого воздействию СО₂, увеличилась на 10 %. Отмечен рост коэффициента охвата дренированием по тол­щине, который на начало 1970 г., середину 1971 г. и середину 1972 г. составил соответственно 0,58; 0,65; 0,78. Как видно, увели­чение охвата пласта дренированием весьма большое. Разработка месторождения продолжается, и ожидается дальнейшее увеличе­ние нефтеотдачи пласта.

Этот эксперимент по несмешивающемуся вытеснению нефти СО₂ можно считать вполне успешным.

В конце 1975 г. начата закачка СО₂ на месторождении Ловаси. Здесь ожидается увеличение нефтеотдачи пластов на 10—15%.

Наиболее широко использование СО₂ для добычи нефти ис­следуется на нефтяных месторождениях США. В 50-х и на­чале 60-х годов было проведено несколько небольших промысло­вых экспериментов по применению карбонизированной воды. От­мечалось увеличение приемистости нагнетательных скважин и дебита добывающих скважин. На основе анализа результатов этих экспериментов, а также лабораторных и теоретических ис­следований был сделан вывод о большей эффективности вытесне­ния иефти оторочками СО₂.

В 60—70-х годах в США начаты промысловые эксперименты различного масштаба с оторочками СО₂. В настоящее время про­водится 59 опытов с общей площадью участков более 40 тыс. га и добычей нефти более 1,5 млн. т/год.

В нескольких экспериментах СО₂ закачивали в пласты, содер­жащие высоковязкую нефть, периодически, подобно пароциклическому воздействию, когда после закачки в пласт определенного объема СО₂ нагнетательная скважина начинает работать как добы­вающая. При этом находящаяся в районе этих скважин нефть растворяет закачанный СО₂, вследствие чего ее вязкость умень­шается, а подвижность увеличивается.

Технологическая и экономическая эффектив­ность. Эффект от использования СО₂ для увеличения нефтеот­дачи пластов выражается в повышении коэффициента вытес­нения за счет объемного расширения нефти, растворимости и смесимости его с нефтью (устранение капиллярных сил) и сни­жения вязкости нефти. В зоне пласта, где прошел СО₂, средняя остаточная нефтенасыщенность снижается в 1,5—2 раза, а коэф­фициент вытеснения нефти может достигать в среднем 85—90%, т. е. на 15—25 % выше, чем при заводнении.

Однако эффект в увеличении нефтеотдачи пластов не так вы­сок, как в увеличении коэффициента вытеснения нефти, ввиду уменьшения охвата пласта рабочим агентом.

Снижение вязкости нефти и несущественное увеличение вяз­кости воды при растворении в них СО₂ (на 15—20 %) не всегда могут компенсировать отрицательное действие гравитационных сил и высокой подвижности СО₂ в пласте, если он не смешивается с нефтью. Поэтому охват неоднородных пластов процессом вытес­нения СО₂ при неполной смесимости с водой может быть на 5— 15 % меньше, чем при заводнении, если не принять особых мер по увеличению охвата.

В результате этого увеличение коэффициента конечной нефте­отдачи пластов от применения СО₂ может составлять лишь 7—12 %. Например, на месторождении Келли Снайдер после закачки 8 % СО₂ от объема пор пласта на участке I около 80 % СО₂ и воды поступало в слои пласта, составляющие лишь 20 % от объ­ема залежи, а другие слои, занимающие 50 % от объема залежи, принимали меньше, чем 20 % от объема закачки СО₂ .

Главная задача при использовании СО₂ для увеличения нефте­отдачи пластов заключается в применении всех возможных средств и способов повышения охвата пластов рабочим агентом, т. е. в уменьшении отрицательного влияния гравитационных сил и под­вижности СО₂. Этого можно достигнуть соответствующими техно­логией нагнетания СО₂ и воды, вскрытием пластов в скважинах, изоляцией интервалов пласта, забойным оборудованием, разме­щением скважин в зависимости от геолого-физических особенно­стей конкретных месторождений.

Важный показатель эффективности использования СО₂ — от­ношение объема закачанного в пласт СО₂ к объему дополнительно добытой нефти. Это отношение, естественно, зависит от многих факторов — свойств нефти, насыщенности и неоднородности пла­ста, а также в значительной мере от технологии — размера ото­рочек. Размер оторочки может составлять 10—30 % от объема пор. С ростом размера оторочки СО₂ увеличивается эффект, выра­жающийся в повышении нефтеотдачи пласта. Но одновременно возрастает и расход СО₂ на тонну дополнительно добытой нефти.

На основе экспериментальных исследований, аналитических расчетов на математических моделях пластов и проводимых про­мысловых опытов можно считать, что при оптимальных условиях применения СО₂ расход его на тонну дополнительной нефти будет находиться в пределах от 800 до 2000 м³, а при утилизации и реинжекции СО₂ — от 500 до 1300 м³, или 1—2,5 т/т.

На эффективность процесса вытеснения нефти СО₂ большое влияние оказывает исходная нефтенасыщенность. Чем больше нефтенасыщенность пласта к началу применения СО₂, тем выше эффект, так как большая часть СО₂ расходуется на полезное на­сыщение, расширение и вытеснение нефти.

Соотношение объемов воды и газа существенно влияет на охват пластов процессом вытеснения и на эффективность приме­нения СО₂. Поэтому при использовании СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов исключительно важно определить оптималь­ные размеры оторочек и соотношения воды и газа при их чередую­щейся закачке в конкретных геолого-физических условиях место­рождений. Это возможно лишь на основе математической (адек­ватной процессу модели) достоверной информации о строении и состоянии насыщенности пласта и правильных экономических критериев.

Экономическая эффективность применения СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов определяется исходя из его расходов на единицу объема нефти на устье нагнетательной скважины, т. е. удельной дополнительной добычи нефти, и цены на нефть.

Затраты на СО₂ могут изменяться в широких пределах в зави­симости от источника его получения.

Природный СО₂ из залежей, расположенных вблизи нефтяных месторождений, будет, очевидно, наиболее дешевым. Природные скопления СО₂ у нас пока обнаружены на Семивидовском место­рождении (Западная Сибирь) и Астраханском. Он содержит до 20—30 % неактивных компонентов — метана, азота и др.

Наибольшие ресурсы искусственного СО₂ дают электростан­ции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. Из дымовых газов тепловой электро­станции мощностью 250 МВт можно получить 2,5 млн. т СО₂ в год.

Заводы по получению искусственного углеводородного газа из угля выбрасывают как побочный продукт в 3—4 раза больше СО₂, чем целевого продукта. Этот газ должен быть очищен, сжат и транспортирован к нефтяным месторождениям. По оцен­кам некоторых проектов, при дальности транспортировки до 800 км стоимость 1000 м³ СО₂ будет составлять 35—40 дол. При такой стоимости СО₂ и указанном удельном расходе его на добычу нефти 1 т дополнительной нефти будет стоить примерно 30—80 дол. Даже при таких удельных затратах метод представляет промышленный интерес при современной цене на нефть.

Недостатки метода, ограничения, проблемы. Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти при по­мощи СО₂ заключается в снижении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной сме­симости его с нефтью. Если бы удалось обеспечить охват пла­стов вытеснением СО₂ такой же, как при заводнении, то можно было бы получить существенное увеличение нефтеотдачи пластов, так как в зоне, где проходит СО₂, смешивающийся с нефтью, ос­тается очень мало остаточной нефти — 3—5 %. Уменьшить сниже­ние охвата пластов вытеснением, как отмечалось, можно разными способами — улучшением условий смесимости чередующимися оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изо­ляцией определенных интервалов пластов для выравнивания про­движения СО₂, циклическим воздействием на пласты, соответствую­щим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др.

Другим недостатком метода, видимо, следует считать то, что СО₂ при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в последующем будет труднее, так как они становятся менее подвижными и, возможно, выпадают на поверхность пор, изменяя смачиваемость среды.

Ограничением для применения СО₂ с целью повышения нефте­отдачи пластов, помимо геолого-физических критериев, будет, очевидно, наличие ресурсов СО₂ в районе нефтяных месторожде­ний или доступных для транспортировки к месторождениям при благоприятных экономических показателях. Можно считать, что удаление источника СО₂ от месторождения более чем на 400— 600 км, стоимость его (на устье нагнетательных скважин) более 40—50 руб. и низкая отпускная цена на нефть будут серьез­ными помехами для применения СО₂ в промышленных масш­табах.

К самым сложным проблемам, возникающим при использовании СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся возможность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыс­лового оборудования, необходимость утилизации СО₂—удаления из добываемых углеводородных, газов на поверхности и повтор­ной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО₂ (без влаги) не опасен в отношении коррозии. Но при чередовании с водой в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он становится коррозионно-активным.

Сложной технической проблемой является транспорт жидкой распределение ее по скважинам, требующие специальных труб, качества сварки и т. д.

При использовании совместно с СО₂ воды, несовместимой с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпаде­ния солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных тру­бах, поверхностном оборудовании и пр.

Существенным недостатком, ограничивающим внедрение ме­тода, является относительно большое поглощение СО₂ пластом — потери достигают 60—75 % от общего объема закачки. Они обус­ловлены удержанием СО₂ в тупиковых порах и застойных зонах. Все это приводит к большому удельному расходу СО₂ на тонну дополнительно добытой нефти.

Будущее метода. Из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов использование СО₂, пожалуй, наиболее уни­версально и перспективно. По механизму процессов взаимодейст­вия СО₂ с нефтью, водой и породой метод обладает бесспорными преимуществами по сравнению с другими. Особенно важное пре­имущество метода заключается в возможности применения его в заводненных пластах и относительной простоте реализации. По совокупности факторов этот метод можно рассматривать как наи­более приоритетный метод увеличения нефтеотдачи пластов, при­менимый на большей части нефтяных месторождений с устойчивым повышением нефтеотдачи пластов от 5 до 12 %. Однако примене­ние метода в будущем будет определяться в основном ресурсами природного СО₂, так как потребности в нем (примерно 1000— 2000 м³ на тонну добычи нефти) трудно будет удовлетворить за счет отходов химического производства, хотя этот источник СО₂ экономически рентабелен.

Потенциальные возможности метода увеличения нефтеотдачи пластов при помощи СО₂, по прогнозам Управления технологи­ческих оценок конгресса и Национального нефтяного совета США, могут достигать 40—50 % от всех запасов нефти, допол­нительно извлекаемых новыми методами (1,1—5,8 млрд. т) в за­висимости от многих факторов — цены на нефть, минимальной нормы прибыли, стоимости природного СО₂, эффективности технологии и др. Дополнительные извлекаемые запасы нефти в США за счет применения СО₂, по оценкам, могут составлять 0,5— 3 млрд. т. Уровень дополнительной добычи нефти к 2000 г. может составить от 30 до 150 млн. т/год.

Максимальные значения дополнительных извлекаемых запасов уровня добычи нефти определены при экстремально благоприят­ных условиях — цена на нефть достигает стоимости альтернатив­ных видов жидкого топлива (искусственной нефти из угля или сланцев), технология процесса высокоэффективная, норма при­были 10 %, стоимость СО₂ не превышает 35 дол. за 1000 м³ и др.

Перспективы применения СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов в нашей стране также весьма широкие. Составлены про­екты и проводятся необходимые подготовительные работы для нагнетания СО₂ в нефтеносные пласты на многих место­рождениях (Козловское, Радаевское, Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения, Сергеевское, Ольховское и др.) В дальнейшем метод увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ССЬ, естественно, будет применяться во все воз­растающих масштабах.