В онлайне: 6 (гостей - 6, участников - 0)  Вход | Регистрация

 

УДК 552.1

Повышение конденсатоотдачи пласта при нагнетании диоксида углерода

 

Бердимырадова О.О., преподаватель, к.т.н., Клычева С., студент

Международный университет нефти и газа им. Ягшыгелди Какаева, Туркменистан

 

Приведены результаты лабораторных исследований сравнительной эффективности деэмульгаторов при обезвоживании водонефтяной эмульсии одного из нефтяных месторождений Туркменистана. По результатам проведенных испытаний для подготовки исследований водонефтяной эмульсии подобран эффективный деэмульгатор.

 

Продукт испытанного месторождения отличается от нефти и других месторождений Туркменистана наличием высокого содержания серы (до 2,4%) и низкой температуры замерзания (до -13˚С). Плотность нефти при 20С колеблется от 0,861 до 0,872 г/см; температура кипения легких фракций  от 76˚С до -75˚С; До 300˚С относительный КПД достигает 44%. Физико-химические свойства масла приведены в таблице 1 :

 

  Таблица 1 - Физико-химические свойства исследуемого нефтепромыслового продукта   

 

  Индикаторы     Образцы нефти протестированы  
№ 1 №2
Плотность 20˚С, g/sm³ 0,8717 0,8606
Температура замерзания, ˚С -9 -13
Содержание серы, % 2,2 2,4
Пластичность, 20˚С mm/ s² 17,5 10,5
30˚С 11,0 7,7
40˚С 7,8 5,9
50˚С 6,1 4,6
Фракционный состав по Энглеру, объём% Температура начала Кипения ss˚С                                             76   85
До 100˚С 2 2
До 150˚С 10 12
До   200˚С 20 24
До 250˚С 30 35
До 300˚С 42 44

 

Физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов зависят от содержащихся в них парафиновых,нафтеновых и ароматических углеводородов. Состав анализируемой пробы месторождения нефти: парафина-3%,смолы-3%,асфальтина-0,7%. Такая нефть относится к менее вязкому и малосодержащий парафин типу. [3]

Согласно документу деэмульгатор “№1”, который идет в комплекте с деэмульгаторами, содержит неоногенные ПАВ(поверхностно-активное вещество), ароматические углеводороды и метанол; Реагент предназначен для выделения воды и солей из нефтяных эмульсий.

 “№2” сосотоит из оксиэтилированных смол с блок-полимерами деэмульгированных оксидов; растворим в спиртах, ароматических соединениях и углеводородах; продукт будет использоваться для отделения воды и соли от сырой нефти. [1]

Реагент “№3” растворим в масле; содержит блок-сополимер окиси этилена, пропиленовые и оксиэтилированные смолы; содержащие продукты, растворенные в спирте и ароматических углероводородах;который будет использоваться для приготовления реагентного масла.

Согласно спецификации изделий деэмульгатор “№4” предназначен для отделения воды от масляных эмульсий; деэмульгатор содержит неогенные поверхностно-активные высокомолекулярные соединения оксидов алкиленов; продукт растворим в растворителях и ароматических растворителях. [4]

Физико-химические свойства испытанных деэмульгаторов приведены в таблице 2.

Эффект повышения нефти-отдачи при закачке диоксида углерода по сравнению, например, с заводнением обусловлен, прежде всего, развивающимся процессом смешивающегося или частично смешивающегося вытеснения, увеличением насыщенности пласта нефтью вследствие водо-растворения в нефти диоксида углерода, улучшением соотношения вязкостей и уменьшением поверхностного натяжения на границе вытесняемого и вытесняющего флюидов. Наилучший эффект и максимальный коэффициент нефти отдачи обеспечиваются при смешивающемся вытеснении, которое возможно только в определенных термобарических условиях.

 

Таблица 2 - Физико-химические свойства деэмульгаторов

 

Показатели Деэмульгаторы
“№1” “№2” “№3” “№4”
20˚С внешний вид(визуал) Прозрачная коричневая жидкость   Желтовая жидкость
20˚С плотность, g/sm³ 0,93+0,02 0,89+0,02 0,90+0,02   0,89-0,93
Температура замерзания , ˚С < - 50 < - 40 - < - 40
20˚C пластичности, mPa*s 23 50-160 19+10 <100
Температура вспышки, ˚C ~10 ~28 ~10 <23

 

Эффект повышения нефти-отдачи при закачке диоксида углерода по сравнению, например, с заводнением обусловлен, прежде всего, развивающимся процессом смешивающегося или частично смешивающегося вытеснения, увеличением насыщенности пласта нефтью вследствие водо-растворения в нефти диоксида углерода, улучшением соотношения вязкостей и уменьшением поверхностного натяжения на границе вытесняемого и вытесняющего флюидов. Наилучший эффект и максимальный коэффициент нефти отдачи обеспечиваются при смешивающемся вытеснении, которое возможно только в определенных термобарических условиях.

Как показали А.Ю. Намиот, И.И. Дунюшкин, В. Холм и другие исследователи, минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода при данной (пластовой) температуре зависит от молярной массы нефти и незначительно от ее компонентного состава. Минимальное давление смесимости нефти и диоксида углерода тем больше, чем выше температура и молярная масса нефти (углеводорода). Проведенные В. Балинтом, П.И. Забродиным, Н. Манганом и другими учеными экспериментальные исследования показали, что процесс смешивающегося вытеснения нефти диоксидом углерода происходит при многократном кон тактировании в процессе фильтрации смешивающихся компонентов и постепенном обогащении зоны смеси тяжелыми углеводородами. Поэтому равенство минимальных давлений смесимости не может полностью характеризовать идентичность процессов смешения. [2]

Согласно тем же исследованиям, минимальное давление смесимости многокомпонентной углеводородной жидкости (нефти) можно определять по минимальному давлению смесимости бинарной смеси диоксида углерода с каким-либо индивидуальным углеводородом, молярная масса которого равна молярной массе нефти. Минимальное давление смесимости с диоксидом углерода нефти различной молярной массы определяется экспериментально. Так, при пластовой температуре 60 °С однофазное состояние смеси и, следовательно, смешивающееся вытеснение диоксидом углерода нефти с молярной массой 185 г/моль возможно при давлении 14 МПа и более, для нефти или конденсата с молярной массой 115 г/моль достаточно давление 11 МПа и более. В зарубежной и отечественной практике, если судить по литературе, нет примеров разработки газоконденсатных месторождений с применением диоксида углерода в смеси с природным газом для закачки в пласт с целью поддержания давления. Процесс извлечения конденсата из пласта газоконденсатного месторождения в отличие от нефтяных месторождений характеризуется небольшой исходной насыщенностью порового пространства жидкой углеводородной фазой в пределах не выше 10—15 % объема пор, облегченным по сравнению с нефтью составом углеводородов и присутствием природного газа (в основном метана) в большей части порового пространства.

Основываясь на экспериментальных исследованиях для нефти можно оценить минимальное давление смесимости с этим агентом индивидуального углеводорода, молярная масса которого равна молярной массе конденсата.

Наибольший интерес для изучения процессов смешивающегося вытеснения конденсата диоксидом углерода представляют подробные исследования Г. Римера и Б. Сейджа системы диоксид углерода — декан, молярная масса которого (142 г/моль) характерна для конденсата. По результатам этих исследований была построена зависимость минимального давления смесимости системы диоксид углерода — декан от температуры. Там же для сравнения нанесены зависимости минимального давления смесимости диоксида углерода с этаном С2 и пропаном С3, полученные экспериментальным путем на аналогичной установке. На кривых нанесены критические точки А, В, D: левая часть кривых относится к жидкости, правая — к газообразному состоянию. При температуре выше критической (31 °С) диоксид углерода представляет собой газ, и система диоксид углерода — декан при давлении выше минимального давления смесимости также будет в газообразном состоянии. Для температуры 60 "С это давление должно быть равно или больше 11,8 МПа.

Ниже минимального давления смесимости система будет двухфазной; газообразный диоксид углерода, растворяясь в жидком конденсате, увеличивает его объем, что приводит к увеличению насыщенности пористой среды жидкой фазой. Представлены зависимости молярной доли диоксида углерода в жидком декане Хс о от давления при различных температурах. Там же нанесены экспериментальные точки, полученные в наших опытах при комнатной температуре (20 °С) на трубной насыпной модели пласта, которая будет описана ниже. По тем же данным была построена нанесенная на зависимость увеличения первоначального объема жидкости (декана) а от содержания, растворенного в ней диоксида углерода Хс о Приведенные данные по системе диоксид углерода — декан послужили основой для выбора условий экспериментального исследования извлечения из пористой среды жидкого декана, которым моделировали конденсат. этапах разработки месторождения.

По результатам экспериментов и аналитических исследований показано, что эффективное применение диоксида углерода для закачки в истощенный газоконденсатный пласт с целью извлечения ранее выпавшего конденсата возможно на любой стадии истощения ГКМ. На ранней стадии разработки месторождения, при пластовых давлениях выше давления смесимости конденсата и диоксида углерода при пластовой температуре, механизм вытеснения конденсата будет таким же, как в случае вытеснения конденсата углеводородными растворителями. На завершающей стадии разработки ГКМ, когда пластовое давление ниже давления смешения конденсата и диоксида углерода, механизм вытеснения определяется условиями двухфазной фильтрации, так же как при прокачке обогащенного газа. Давление смесимости, которое разделяет области одно- и двухфазной фильтрации, зависит от молярной массы конденсата, насыщенности пласта этим конденсатом пластовой температуры и должно находиться экспериментально для конкретной газоконденсатной системы.

 

Библиографический список

  1.  Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов.–М: ОАО Издательство Недра, 1999. -659с.
  2. Левченко Д.Н., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсин нефти с водой и методы их разрушения. -М.: Наука,1978.-253с.
  3. TDS (ГОСТ)-2477-65. Нефтепродукты. Метод определения содержания воды - М. Издательство стандартов, 1982.-7 с.
  4. TDS (ГОСТ)-21534-76. Нефть. Методы определения содержания хлористых солей. – М.: Издательство стандартов, 1976. – 16 с.

 

Разделы конференции »

  1. Единый государственный реестр недвижимости и земельно-имущественные отношения
  2. Мониторинг природных ресурсов и охрана окружающей среды
  3. Комплексное использование природных ресурсов
  4. Современные вопросы геологии
  5. Физика горных пород
  6. Новые технологии в природопользовании
  7. Применение современных информационных технологий
  8. Экономические аспекты недвижимости
  9. Мониторинг использования объектов недвижимости
  10. Топографо-геодезическое обеспечение кадастровых работ
  11. Современные технологии в профессиональном образовании