Full Text

Введение В настоящее время на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения применяются различные технологии разработки: добыча на естественном режиме, паротепловое воздействие, пароциклические обработки скважин, а также комбинации тепловых методов воздействия с химическими методами [1]. Применение технологии, основанной на использовании техногенного диоксида углерода в качестве агента закачки в пласт, рассматривается в качестве варианта повышения нефтеотдачи залежи [2]. При разработке и проектировании технологий закачки газовых агентов в пласт с целью увеличения нефтеотдачи важным вопросом является выяснение характера взаимодействия закачиваемого агента и пластовой нефти, определяющего эффективность вытеснения нефти из пласта. Растворение диоксида углерода в высоковязкой нефти приводит к существенному изменению ее свойств. Поэтому перед выполнением исследований по оценке эффективности вытеснения нефти газовым агентом необходимо проведение PVT-исследований с целью оценки влияния концентрации диоксида углерода на свойства нефти. При вытеснении нефти диоксидом углерода в зависимости от пластовых условий, состава нефти и растворителя могут реализовываться различные режимы вытеснения нефти [3], развиваемые при различных механизмах смешиваемости [4]. Одним из наиболее эффективных лабораторных методов для определения характера взаимодействия газового агента и нефти является метод slim-tube [5]. С помощью метода slim-tube решаются задачи определения режима вытеснения нефти газом в заданных термобарических условиях и подбора условий, при которых достигается наиболее приемлемый режим вытеснения нефти газовым агентом. Метод также позволяет сравнивать различные вытесняющие агенты и подбирать состав газового агента для условий конкретного месторождения. Далее представлены результаты PVT-исследований, выполненных с целью изучения влияния концентрации диоксида углерода на свойства высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, а также результаты фильтрационных экспериментов на слим-моделях, осуществленных для оценки режима вытеснения нефти при различных термобарических условиях пермокарбоновой залежи. Влияние СО2 на физико-химические свойства высоковязких нефтей Одним из основных факторов, влияющих на эффективность технологии закачивания углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов, является снижение вязкости пластовой нефти при ее насыщении углекислым газом [6]. Для высоковязких нефтей степень снижения вязкости при растворении в ней диоксида углерода сопоставима со снижением вязкости при тепловом воздействии [7]. Как известно, вязкость жидкостей, за некоторыми исключениями, возрастает при увеличении их молекулярной массы [8]. Качественно эффект снижения вязкости нефти при добавлении любых растворителей (жидких или газообразных при нормальных условиях) можно объяснить снижением молекулярной массы смеси по сравнению с молекулярной массой исходной нефти. Причем даже при небольших долях растворителя в смеси происходит существенное снижение вязкости [9]. Дальнейшее увеличение концентрации растворителя приводит к снижению вязкости смеси, но в меньшей степени. Подобное поведение наблюдается и при насыщении нефтей углекислым газом [10-17]. В исследованиях [15-17] показано, что с увеличением количества растворенного CO2 в нефти ее плотность снижается. Показательными являются результаты, опубликованные в работе [15], где приведена зависимость плотности нефти месторождения Wilmington от давления для ненасыщенной и насыщенной углекислым газом нефти. Плотность дегазированной нефти составляла 952,9 кг/м3. При увеличении давления плотность как насыщенной, так и ненасыщенной углекислым газом нефти возрастает. При насыщении нефти углекислым газом ее плотность снижается, причем с увеличением температуры разница в плотности ненасыщенной и насыщенной нефти возрастает. Однако при температуре 24 ºС при повышении давления плотность насыщенной углекислым газом нефти становится больше, чем у ненасыщенной. Авторы работы никак не комментируют подобное явление, но предпологают, что это связано с недостатком используемой методики измерения плотности или с какими-то тонкими эффектами, реализуемыми при насыщении нефти углекислым газом при относительно низких температурах. При растворении диоксида углерода в нефти может наблюдаться образование отложений асфальтенов из-за снижения стабильности дисперсии асфальтенов в нефти [18-21]. Диоксид углерода оказывает наибольшее влияние на выпадение асфальтенов по сравнению с другими газами. Количество выпавших асфальтенов увеличивается по мере повышения его мольной концентрации в нефти. По данным работы [22], изменение концентрации диоксида углерода с 5 до 20 мол.% в нефти привело к увеличению количества отложений асфальтенов на 56 % при 14 МПа и 90 °С. Образование отложений асфальтенов начинается только после того, как закачиваемый газ достигает определенной концентрации в нефти, которая определяется как концентрация начала образования отложений асфальтенов. Например, для иранской тяжелой нефти при растворении в ней CO2, попутного нефтяного газа (ПНГ) и азота значения концентрации начала отложения асфальтенов составляют 0,25; 0,28 и 0,5 мол. %, соответственно (при 96 °C и 27,2 МПа) [23]. Образование отложений асфальтенов отрицательно влияет на нефтеотдачу пластов, так как приводит к снижению пористости и проницаемости, т.е. ухудшает коллекторские свойства продуктивного пласта. Исследование, проведенное A.K. Sharma et al. [24] методом slim-tube, выявило, что при содержании в высоковязкой нефти месторождения West Sak (Аляска, США) 13 % асфальтенов снижается коэффициент вытеснения нефти при вытеснении сверхкритическим диоксидом углерода за счет осаждения асфальтенов в пласте. Тест на осаждение асфальтенов показал, что при вытеснении нефти в присутствии сверхкритического СО2 из нефти выпадает 38 % асфальтенов, в то время как в присутствии углеводородных растворителей - 11-13 %. Таким образом, помимо достижения режима смешивающегося вытеснения, одним из ключевых условий достижения высоких коэффициентов вытеснения нефти диоксидом углерода являются условия минимального осаждения асфальтенов в пласте. Трудности экспериментального изучения свойств системы «СО2 - тяжелая нефть» Во всех изолированных системах, где температура, давление, концентрация частиц и другие характеристики не имеют равновесных значений, происходят самопроизвольные процессы выравнивания этих характеристик, продолжающиеся до тех пор, пока система не станет равновесной. Под термодинамическим равновесием понимают состояние изолированной системы, когда прекращаются все внутренние процессы [25]. Авторы исследований PVT-свойств систем «СО2 - легкая нефть» в своих работах не упоминают о трудностях достижения равновесия. Однако при изучении PVT-свойств систем «СО2 - тяжелая нефть» возникают определенные сложности с подготовкой пробы смеси тяжелой высоковязкой нефти и диоксида углерода. Авторы работы [10] указывают, что достижение равновесного состояния системы «СО2 - тяжелая нефть» является длительным процессом. В их работе предполагалось, что система достигла равновесия, когда скорость снижения давления в PVT-ячейке становилась меньше 3,4 кПа в день. В большинстве случаев такого состояния необходимо было дожидаться в течение около двух недель. В работе [15] отмечается, что перед проведением экспериментов было затрачено много времени и усилий для определения типа оборудования, необходимого для полного насыщения тяжелой нефти углекислым газом и получения данных о вязкости и плотности. Конструкция системы, используемой в их исследованиях, отличалась от другого PVT-оборудования тем, что жидкость (нефть и CO2) циркулирует по всей системе для достижения равновесия. Для циркуляции жидкости в системе PVT использовался магнитный насос, способный выдерживать давление 34,5 МПа. Чтобы обеспечить полное и равномерное растворение диоксида углерода, нефть и углекислый газ циркулировали по системе в течение двух суток. Известно, что с увеличением плотности нефти растворимость газов в ней снижается [26-28]. Можно предположить, что сложность достижения полного перемешивания системы «CO2 - тяжелая нефть» связана с уменьшением коэффициента растворимости углекислого газа с повышением плотности нефти, и для достижения полного смешения при высоких концентрациях CO2 необходимо создавать большие давления. Сравнивая зависимости давления насыщения от концентрации углекислого газа для легкой нефти месторождения Weyburn [29] и тяжелой нефти месторождения Senlac [10], можно сказать, что достижение равновесного состояния даже при высоких концентрациях углекислого газа порядка 50 мол.% в смеси является возможным для нефти с сильно различающимися характеристиками, при этом давления насыщения имеют приблизительно одинаковые значения как для легкой нефти, так и для тяжелой. Таким образом, можно считать, что увеличение плотности нефти слабо влияет на растворимость углекислого газа в ней. Скорость достижения равновесного состояния и полного смешивания системы «СО2 - тяжелая нефть» может также зависеть от вязкости исходной нефти и коэффициента молекулярной диффузии. В целом при увеличении вязкости жидких углеводородов наблюдается тренд в сторону уменьшения коэффициента диффузии углекислого газа. В работе [25] приведена зависимость коэффициента диффузии CO2 от вязкости жидкости, которая подтверждает вышесказанное. Однако значения коэффициентов диффузии получены для чистых углеводородов и некоторых видов нефти и охватывают диапазон вязкостей от 0,2 до 100 мПа·с, а выборка может являться нерепрезентативной, так как для очень близких значений вязкости жидкостей коэффициенты диффузии сильно отличаются. Судя по результатам работ, приведенных в качестве примера ниже, расширение диапазона вязкостей и увеличение количества данных могут не подтвердить заявленную зависимость коэффициента диффузии от вязкости при сходных термодинамических условиях. Авторы работ [31, 32] получили значение коэффициента диффузии CO2 в битуме Атабаски (плотность 1026 кг/м3, динамическая вязкость 2∙106 мПа∙с) порядка 10-10 м2/с при температуре 21оС и давлении 3,1-5,6 МПа. В исследовании [33] получено значение коэффициента диффузии углекислого газа в высоковязкой нефти вязкостью 5000 мПа∙с при температуре 21оС и давлении 3,5 МПа, равное 4,8∙10-9 м2/с. Для легкой нефти месторождения Weyburn плотностью 877 кг/м3 и вязкостью 13 мПа∙с коэффициенты диффузии в диапазоне давлений от 0,1 до 5,0 МПа при температуре 27оС имеют значения 0,47-2,49∙10-9 м2/с [34]. Значения коэффициента диффузии, определенные в работе [35], для углекислого газа в пентане, декане и гексадекане при температуре 25 оС в диапазоне давления от 1,5 до 5,2 МПа имеют порядок 10-9 м2/с, что в 10 раз выше, чем у битума. Как видно, для нефти с различными физико-химическими свойствами значения коэффициентов диффузии углекислого газа отличаются незначительно. Так как скорость изменения концентрации при контакте газа с жидкостью находится в прямой зависимости от коэффициента диффузии, то его изменение в 2-4 раза может иметь значение при достижении полной смесимости без перемешивания фаз, но не должно сильно влиять на достижение полного смешивания в условиях относительно интенсивного массообмена, возникающего при подготовке проб смесей нефти и углекислого газа в лабораторных условиях на PVT-установках, в которых различными путями обеспечивается механическое перемешивание. К сожалению, не удалось найти источников, которые бы как-то описывали влияние вязкости нефти на получение однородной смеси с углекислым газом. По всей видимости, длительность этого процесса увеличивается при возрастании вязкости нефти. Очевидно, что при больших скоростях потока процесс смешивания происходит интенсивнее. Однако в обычном PVT-оборудовании при создании высоких скоростей потока при высокой вязкости жидкости возникают соответствующие перепады давления порядка 5 МПа и выше. Сложность заключатся в том, что исследователь, непосредственно осуществляющий управление PVT-установкой, заранее не может знать значение давления насыщения системы «CO2 - тяжелая нефть», и при потоке с большим перепадом давления в какой-то точке гидравлической системы PVT-установки давление может иметь значение ниже давления насыщения, и тогда достижение полного смешивания нефти и углекислого газа будет невозможным. Решением этой проблемы может являться повышение давления в PVT-системе до некоторого высокого значения, которое может превышать пластовое давление того месторождения, где исследуется нефть. Получение однородной смеси нефти и CO2 в таких условиях, вероятно, может отразиться на ее свойствах, и нельзя с уверенностью сказать, что полученные данные можно будет использовать для дальнейшего прогнозирования. Однако все вышеописанное является только предположением и требует дополнительной проработки. В некоторых работах авторы используют подход, при котором не достигается полное смешивание углекислого газа и тяжелой нефти, и исследуются свойства двух (или более) обнаруженных фаз в отдельности [36, 37]. Сложно провести критический анализ данных работ и понять причины использования подобного подхода, потому что авторы не раскрывают деталей процедуры подготовки рекомбинированных проб смесей нефти с углекислым газом, что все же не является свидетельством недостаточной проработки проблемы авторами данных исследований. Методические аспекты метода slim-tube Как было установлено многими исследователями [38-43], величина коэффициента вытеснения нефти на тонких трубках и, соответственно, дальнейшая оценка режима вытеснения нефти газами существенно зависят от условий проведения экспериментов. Основными влияющими параметрами экспериментов являются: - длина тонкой трубки [39-41]; - диаметр тонкой трубки [39, 40]; - материал набивки (реальная порода, стеклянные шарики и др.) [42]; - структура порового пространства набивки [42]; - скорость вытеснения [39, 40]; - компонентный состав нефти; - чистота вытесняющего газа (в данном случае СО2) [42]. Известно, что с ростом давления при постоянной температуре растворимость диоксида углерода в нефти возрастает, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти. С уменьшением молекулярной массы углеводородов растворимость СО2 в них возрастает. С очень легкими нефтями СО2 смешивается полностью при давлениях 5,6-7,0 МПа. Тяжелая нефть в жидком диоксиде углерода растворяются не полностью - нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов. Авторы работы [43] отмечают, что развитие смешиваемости растворителей на основе СО2 является результатом экстрагирования углеводородных компонентов в фазу, насыщенную СО2. Поэтому при заданной температуре и составе нефти к растворителю должно быть приложено достаточно высокое давление, чтобы способствовать его растворяющей способности. С увеличением температуры и средней молекулярной массы нефти при постоянном давлении растворимость диоксида углерода в нефти снижается, что приводит к уменьшению коэффициента вытеснения нефти и повышению минимального давления смесимости. Влияние температуры пласта и давления на величину коэффициента вытеснения нефти хорошо продемонстрировано в работе [5]. Описание лабораторного оборудования Для проведения исследований использовалась установка для определения PVT-свойств тяжелой нефти (ПИК-PVT), которая позволяет проводить исследования в соответствии с [44]. Установка представляет собой комплекс оборудования, включающий: - ячейки высокого давления; - капиллярный вискозиметр; - цифровой плотномер; - поршневые двухплунжерные насосы, - термошкаф, - персональный компьютер с программным обеспечением для управления установкой. Для выполнения фильтрационных исследований по определению характера вытеснения нефти диоксидом углерода методом slim-tube использовался специальный лабораторный комплекс. Конструкция комплекса позволяет выполнять эксперименты по двух- и трехфазной фильтрации, а также одновременное Таблица 1 Технические характеристики тонкой трубки для определения минимального давления смесимости Параметр Значение Длина трубки, м 12 Наружный диаметр трубки, мм 12 Материал Нержавеющая сталь Пористый материал Кварцевый песок, фракция 100-500 мкм Пористость, % 54 Поровый объем, см3 395 выполнение двух независимых экспериментов, в том числе и по методике slim-tube. Принципиальное описание лабораторного комплекса и технических характеристик представлено в работе [45]. В табл. 1 приведены технические характеристики тонкой трубки, используемой в исследованиях. Описание исследований Лабораторные исследования включали в себя несколько этапов: этап подготовки моделей пластовых флюидов, этап PVT-исследований рекомбинированной модели пластовой нефти и ее смесей с диоксидом углерода и этап фильтрационных экспериментов по определению режима вытеснения нефти диоксидом углерода, выполняемых на тонких трубках по методике slim-tube. На этапе подготовки моделей пластовых флюидов выполняли подготовку рекомбинированной модели нефти и ее смесей с диоксидом углерода. Для чего использовалась предварительно дегазированная и очищенная от механических примесей устьевая проба нефти, отобранная из добывающих скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Подробное описание методики подготовки модели нефти приведено в ранее опубликованной работе [45]. Целью этапа PVT-исследований являлось изучение влияния концентрации диоксида углерода в нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения на ее физико-химические свойства при различных термобарических условиях, создавшихся в результате применения различных технологий воздействия на пласт в различных зонах пермокарбоновой залежи. Таким обрахзом, в рамках данного этапа исследований для различных концентраций СО2 (1, 5, 10, 15 %) в смеси с рекомбинированной пробой нефти определялись вязкость, плотность и давление насыщения при различных температурах (23, 35, 150 и 200 ºС) и давлениях. Определение PVT-свойств смесей нефти пермокарбоновой залежи с диоксидом углерода выполнялось согласно [44]. Дополнительно определяли зависимости объемного коэффициента нефти от давления при различных температурах. Данные зависимости использовались затем при расчете коэффициентов вытеснения нефти на слим-моделях. Режим вытеснения нефти диоксидом углерода устанавливался по величине коэффициента вытеснения нефти в соответствии со следующими критериями: полная смесимость достигается при условии вытеснения не менее 90 % нефти, если коэффициент вытеснения нефти не более 50-60 %, то процесс вытеснения носит несмешивающийся характер, достижение промежуточного значения коэффициента вытеснения 60-90 % соответствует условиям частичного смешивания. Подробное описание методики выполнения экспериментов по определению режима вытеснения высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения методом slim-tube приводится в ранее опубликованной работе [45]. Фильтрационные эксперименты на слим-моделях выполнялись для тех же температур и в том же диапазоне давлений, что и на этапе PVT-исследований. Результаты и их обсуждение При выполнении исследований было замечено, что в процессе подготовки смеси нефти и диоксида углерода требовалось значительное время для достижения равновесия системы «тяжелая нефть - СО2». На рис. 1 показана динамика изменения вязкости смеси рекомбинированной модели нефти с диоксидом углерода (при концентрации 15 % мол.) сразу после перевода пробы в PVT-установку (первое измерение) и после достижения однородности смеси (последнее измерение). Каждая кривая характеризует изменение вязкости нефти во времени при перекачке ее из одной измерительной ячейки PVT-установки в другую через капиллярный вискозиметр. По данным рис. 1 видно, что при первом измерении вязкость сильно изменяется, причем скачки вязкости отсутствуют, что свидетельствует об отсутствии нескольких однородных фаз с различающимися свойствами, а скорее, об образовании одной непрерывной фазы, в которой концентрация газа по объему неким образом изменяется. Дальнейшее перемешивание показало, что вязкость смеси при перекачке становится меньше. Перемешивание производилось до тех пор, пока значение вязкости всей пробы не становилось одинаковым. Таким образом была получена однородная смесь высоковязкой нефти и углекислого газа. Стоит отметить, что процесс подготовки пробы занимал в зависимости от концентрации углекислого газа от нескольких суток при минимальной концентрации CO2 1 мол.% до трех недель при максимальной концентрации CO2 15 мол.% Подобная продолжительность времени доведения смеси высоковязкой нефти и углекислого газа до однородности представлены в [10, 14]. Результаты исследований по изучению влияния концентрации СО2 на свойства высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи представлены на рис. 2-4. На рис. 2 показана зависимость давления насыщения пластовой нефти от концентрации растворенного в ней диоксида углерода. Как видно из рис. 2, давление насыщения возрастает как с ростом температуры, так и нелинейно возрастает с ростом концентрации углекислого газа. Причем с увеличением температуры темп роста давления насыщения по мере увеличения концентрации СО2 происходит быстрее. При начальной пластовой температуре 23 °С и пластовом давлении 9,2 МПа в пластовой нефти может быть растворено 17-18 мол.% СО2. При начальном пластовом давлении и температуре 150 °С объем растворенного СО2 в нефти значительно ниже - максимальная концентрация СО2 составляет около 2 мол.% На рис. 3 представлена зависимость плотности смеси нефти пермокарбоновой залежи с различной концентрацией диоксида углерода при различных температурах. По данным рис. 3, а, следует, что растворение СО2 в смеси практически не влияет за величину плотности смеси при низких температурах (23° и 35 °С). С ростом температуры при увеличении мольной доли углекислого газа в смеси плотность заметно снижается, причем чем выше температура, тем заметнее отличия в плотности. Рис. 1. Динамика изменения вязкости смеси рекомбинированной модели нефти с диоксидом углерода в PVT-установке Рис. 2. Зависимость давления насыщения от концентрации углекислого газа при различных температурах а б Рис. 3. Зависимость плотности (а) и вязкости (б) нефти от концентрации СО2 при различных температурах и давлении 16 МПа Рис. 4. Зависимость коэффициентов вытеснения нефти диоксидом углерода от давления вытеснения при различных температурах Рис. 5. Изменение среднего объемного расхода закачки СО2 с ростом давления вытеснения на «слим-моделях» На рис. 3, б, представлена зависимость вязкости нефти пермокарбоновой залежи при различной концентрации диоксида углерода для различных температур. По мере растворения диоксида углерода в рекомбинированной пробе пластовой нефти происходит существенное снижение ее вязкости, что можно проследить на рис. 4. С увеличением концентрации СО2 от 0 до 5 мол.% вязкость резко снижается, при дальнейшем увеличении концентрации СО2 от 10 до 15 мол.% наблюдается менее интенсивное снижение вязкости (ось вязкости представлена в логарифмическом масштабе). Результаты PVT-исследований показывают, что растворение СО2 в пластовой нефти пермокарбоновой залежи происходит в небольшом количестве, однако даже незначительное количество СО2 в нефти позволят дополнительно снизить ее вязкость Результаты оценки режима вытеснения высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения диоксидом углерода для температур и давлений, соответствующих различным пластовым условиям, представлены на рис. 4. В диапазоне исследуемых параметров давлений и температур смешивающееся вытеснение нефти диоксидом углерода не достигается. При температуре 23 °С были достигнуты наибольшие значения коэффициентов вытеснения нефти 79 и 73 % при давлениях 7 и 8,5 МПа соответственно, что соответствует условиям частично смешивающегося вытеснения. При температуре 35 °С с ростом давления коэффициент вытеснения нефти сначала увеличивается с 53 до 60 %, затем при давлении 12 МПа снижается до 58 %; наиболее вероятно достигается концентрация диоксида углерода в нефти, при которой начинают образовываться отложения тяжелых фракций нефти. Режим вытеснения нефти при 35 °С и в диапазоне давлений 7-12 МПа соответствует условиям «несмешивающегося вытеснения». Следует отметить, что с ростом температуры давление начала выпадения тяжелых фракций нефти растет (при 23 °С коэффициент вытеснения нефти начал снижаться при 8,5 МПа, а при 35 °С - при 12 МПа), что обусловлено снижением растворимости диоксида углерода и увеличением растворимости тяжелых нефтяных фракций в нефти. При температурах 150° и 200 °С с ростом давления коэффициент вытеснения нефти монотонно возрастает с 45,6 до 49,5 % (150 °С) и с 53,1 до 54,0 (200 °С), что связано с низкой растворимостью диоксида углерода в нефти и стабильностью тяжелых фракций нефти в растворе. При этом коэффициент вытеснения нефти при 200 °С несколько выше, чем при 150 °С, что можно объяснить снижением вязкости нефти и увеличением вклада гидродинамического вытеснения нефти. Более низкие коэффициенты вытеснения нефти при 150° и 200 °С по сравнению коэффициентами вытеснения при 23° и 35 °С объясняются увеличением вероятности прорыва СО2 сквозь модель при высоких температурах вытеснения. Как обсуждалось выше, с ростом давления вытеснения должно происходить увеличение коэффициента вытеснения нефти газами, однако при повышении давления до 10-12 МПа при температуре вытеснения 23 °С происходит снижение коэффициента вытеснения нефти, при этом наблюдается уменьшение среднего объемного расхода СО2 до прорыва газа с 0,13 до 0,04 см3/мин (во время закачки СО2 во всех экспериментах поддерживался постоянный перепад давления около 1 МПа) (рис. 5). Можно проследить, что с ростом давления вытеснения в слим-модели происходит снижение объемного расхода СО2 до прорыва, что говорит о росте гидравлических сопротивлений в слим-модели. При температуре вытеснения 35 °С, наоборот, рост давления вытеснения сопровождается увеличением среднего объемного расхода СО2, что наиболее вероятно вызвано осаждением тяжелых фракций нефти и кольматацией пласта, при этом часть нефти становится неподвижной и остается в порах слим-модели. К сожалению, в рамках данной работы прямых исследований по определению условий дестабилизации асфальтенов в нефти не выполнялось. Поэтому с целью подтверждения предположения о дестабилизации асфальтенов в процессе вытеснения осуществлялся отбор проб вытесненной из слим-модели нефти для изучения ее физико-химических свойств и сравнения со свойствами исходной нефти. Определяли вязкость при 20° и 50 °С и плотность при 20 °С, а также содержание высокомолекулярных компонентов. В табл. 2 приведены результаты определения физико-химических свойств исходной нефти и нефти, вытесненной диоксидом углерода при температуре 35 °С и давлении 8,5 МПа на завершающей стадии эксперимента. Как видно из результатов изучения проб нефти, отобранных на выходе из тонкой трубки, после закачки 1,2 Vпор диоксида углерода в вытесненной нефти на 39 % снижается содержание асфальтенов, смол - на 33 %, парафинов - на 47 %, вязкость снижается в 15-30 раз, плотность снижается незначительно. В процессе вытеснения нефти происходит экстракция легких углеводородов диоксидом углерода, тяжелые углеводороды (в том числе АСПО) осаждаются в пласте, в результате чего вытесненная нефть отличается Таблица 2 Физико-химические свойства дегазированной нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения Проба Вязкость дегазированной нефти, мПа∙с Плотность нефти при 20 °С, кг/м3 Парафинов, % Смол, % Асфальтенов, % при 20 °С при 50 °С Исходная нефть 3799 390 950,3 0,58 30,39 10,15 После закачки 1,2 Vпор СО2 125 25,7 935 0,31 20,26 6,16 по химическому составу и свойствам от исходной. Данный факт подтверждает отложение тяжелых фракций нефти (асфальтенов, смол и парафинов) в пористой среде слим-модели и обусловливает снижение коэффициента вытеснения нефти. Заключение В результате выполненных исследований могут быть сделаны следующие выводы: 1. Получение однородной смеси углекислого газа с тяжелыми нефтями является достаточно сложной методической задачей, которую авторы исследований решают различными путями. 2. Скорость достижения однородности смеси зависит от термодинамических и механических условий перемешивания нефти с углекислым газом, а также свойств самой нефти, состава, растворенного в ней газа и характера ее взаимодействия с углекислым газом. 3. В пластовой нефти пермокарбоновой залежи диоксид углерода растворяется в небольшом количестве (до 17-18 мол.% при начальных пластовых температуре и давлении). Однако даже в небольшом количестве диоксид углерода способствует существенному снижению вязкости нефти. 4. По результатам фильтрационных исследований на слим-моделях установлено, что в реальных пластовых условиях пермокарбоновой залежи Усинского месторождения наиболее вероятным режимом вытеснения нефти диоксидом углерода будет являться режим несмешивающегося вытеснения. 5. При повышении давления в слим-модели до 10,0-12,0 МПа наблюдается снижение коэффициента вытеснения нефти, что, вероятно, связано с осаждением тяжелых фракций нефти в поровом пространстве слим-модели и его кольматации. Данное предположение подтверждается результатами определения физико-химических свойств нефти, вытесненной диоксидом углерода.

About the authors

Stanislav A. Kalinin

Author for correspondence.
Email: stanislav.kalinin@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

Leading Engineer of the Department of Analytical Processing of Core Research Results

Oleg A. Morozyuk

Email: oleg.morozyuk@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

PhD in Engineering, Head of the Department of Research of Thermal Reservoir Stimulation Methods

Konstantin S. Kosterin

Email: konstantin.kosterin@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614015, Russian Federation

Junior Researcher of the Department of Phase State Research of Reservoir Fluid

Semyon P. Podoinitsyn

Email: semen.podojnitsyn@pnn.lukoil.com
11 Oktyabrskaya st., Ukhta, 169300, Russian Federation

Leading Engineer of the Department of Design and Monitoring of Yarega Oil Field Developmen

References

Statistics

Views

Abstract - 206

PDF (Russian) - 195

PDF (English) - 80

Refbacks

• There are currently no refbacks.