ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СМЕШИВАЮЩЕГОСЯ ВЫТЕСНЕНИЯ

REVIEW OF STUDIES ON THE EFFICIENCY OF APPLICATION OF MISCIBLE DISPLACEMENT

Abduova Nazerke

student, Faculty of Energy and Oil & Gas Industry; Kazakh-British Technical University,

Almaty, Kazakhstan,

АННОТАЦИЯ

В работе представлен обзор исследований эффективности применения смешивающегося вытеснения. В связи с тем, что потребность в увеличении нефтеотдачи пласта постоянно растет, более глубокое понимание вытеснения нефти смешивающимися реагентами в пористой среде, а также исследование факторов, влияющих на процесс вытеснения важны для практического применения. Современные исследования включают методы, основанных на закачке газовых и водогазовых режимов. Процесс разработки нефтяных пластов, зачастую характеризуемых как низкорентабельные, требуют применения новых эффективных решений для повышения нефтеотдачи пласта. Исследования подтверждают результативность вытеснения нефти применением газовых агентов и растворителей. Их потенциал по увеличению извлекаемых запасов впечатляет. Любые усилия, направленные на повышение нефтеотдачи за счет смешиваемого вытеснения, приведут к более благоприятному коэффициенту нефтеотдачи.

ABSTRACT

The paper provides an overview of studies of the effectiveness of the use of miscible displacement. Since the need for enhanced oil recovery is constantly growing, a deeper understanding of oil displacement by miscible reagents in a porous medium, as well as the study of factors affecting the displacement process are important for practical application. Modern research includes methods based on the injection of gas and water-gas regimes. The process of developing oil reservoirs, often characterized as low profit, requires the use of new effective solutions to enhance oil recovery. Studies confirm the effectiveness of oil displacement using gas agents and solvents. Their potential to increase recoverable reserves is impressive. Any effort to increase oil recovery through miscible displacement will result in a more favorable oil recovery ratio.

Ключевые слова: Смешивающееся вытеснение, закачка газа, методы увеличения нефтеотдачи, вытеснение нефти, нефтеотдача, метод повышения нефтеотдачи, нефтяные залежи, коэффициент извлечения нефти.

Keywords: miscible displacement, gas injection, enhanced oil recovery methods, oil displacement, oil recovery, enhanced oil recovery method, oil deposits, oil recovery factor.

Введение.  Наиболее популярным методом извлечения нефти является заводнение. Однако, истощенные пласты после заводнения содержат от 50% до 90% начальных запасов нефти (среднее значение КИН около 32-33%), тем самым, заводнение не может обеспечить высокую степень извлечения нефти. Газовые агенты считаются наиболее подходящими для эффективного вытеснения нефти и повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов.

Обзор литературы.

Хорошо известно, что масло и вода не смешиваются. Если эти две жидкости налить в бутылку и дать им осесть, будут выделены две разные жидкости, разделенные ровной границей. Точно так же нефть и вода относятся к несмешивающимся жидкостям и точно так же не смешиваются нефть с природным газом. Уменьшение межфазного или поверхностного натяжения между вытесняющим и вытесняемым флюидами является одним из основных факторов, способствующих успеху процесса закачки. Под смешивающимся вытеснением понимают такой режим, при котором межфазное натяжение в переходной области между нефтью и газом равняется нулю (два флюида смешиваются во все пропорциях и образуют одну фазу). Считается, что данный метод является одним из наиболее эффективных, коэффициент вытеснения для однородных пластов практически равен единице (0,95-0,98). Существуют различные способы достижения смешивающегося вытеснения нефти (СВН) при реализации газовых и водогазовых методов воздействия на пласт. Смешиваемое вытеснение, обеспечивающее смешиваемость при первом контакте, указывает на то, что нагнетаемый газ смешивается во всех пропорциях с пластовым флюидом при преобладающих условиях пластовой температуры и давления. Это называется смешивающимся процессом при первом контакте (одноконтактное смешивание). Смешивающееся вытеснение обычно достигается по многоконтактному механизму, и реже по одноконтактному, в зависимости от применяемого газа (растворителя). Наиболее эффективное вытеснение нефти часто достигается по многоконтактному смешиванию, чем одноконтактному. Однако, многоконтактное смешивание требует более длительного времени, чем одноконтактное. Рациональными методами увеличения нефтеотдачи (МУН) являются газовые методы и методы воздействия через закачку газа с оторочкой (вода-газ-вода (ВГВ) на нефтяные пласты. В качестве нагнетаемого рабочего агента применяются газовые смеси, либо водогазовые. По мировому опыту видно, что чаще всего, в роли вытесняющегося агента используют нагнетание диоксида углерода (СО₂). Этот метод основан на способности углекислого газа растворяться как в воде, так и в нефти. В целях экономии во многих пластах растворитель постоянно не закачивается. Обычно, механизм введения растворителей происходит через чередование: закачка оторочки СО₂ с последующей попеременной закачкой воды и СО₂. Такое чередование является наиболее рентабельным методом закачки. В случае смешиваемого вытеснения нефть вытесняется диоксидом углерода, как и в случае обычного растворителя. При этом в пласте по направлению вытеснения нефти формируются три зоны: зона углекислого газа; переходная зона, содержащая как CO2, так и нефть и остаточная нефтяная зона. Лабораторные эксперименты на кернах показывают, что коэффициент вытеснения смешанного вытеснения нефти с углекислым газом может достигать 0,95.

В работе [1] предлагается использование технологии ВГВ, где в роли газовой фазы вытесняющегося агента рассматривается использование смеси на основе попутного нефтяного газа (ПНГ) и СО₂. Для достижения режима СВН был произведён соответствующий расчет и подобрана концентрация СО₂, до которой необходимо обогатить исходную смесь ПНГ для достижения смешивания нефти в пласте. По проведенным на гидродинамические моделях расчетам, предложенный метод нагнетания позволила увеличить извлекаемые запасы нефти почти на 20% по сравнения с заводнением (были использованы характеристики пласта БП12 одного из месторождений Ямало-Ненецкого АО). Такой метод является эффективным на гидродинамической модели. Однако, данная модель основана на упрощенной геометрии и физике, что ограничивает ее возможности для прогнозирования в данном пласте, более детальный вывод может быть показан на полномасштабной гидродинамической модели пласта.

Чередующаяся закачка воды и газа выравнивает фронт вытеснения, данная технология увеличивает степень вытеснения на уровне пор [2]. Из других подходов циклическая закачка углекислого газа является более эффективной, чем непрерывная закачка СО₂ [3-4]. К недостаткам непрерывной закачки углекислого газа можно также отнести вязкостную неустойчивость, которая в некоторых случаях способна значительно уменьшить коэффициент охвата и привести к раннему прорыву углекислоты.

В работе [5] обнаружено, что циклическая закачка СО₂ происходит более эффективно при низком давлении коллектора, чем при высоком.

В работе [6] описывается технология циклической закачки углекислого газа, которая может быть эффективно использована для добычи сланцевой нефти.

Использование газа, образующегося при сжигании углеводородов с воздухом, (cостав состоит в основном из азота, диоксида углерода, водяного пара и избыточного кислорода с некоторыми примесями, такими как оксид углерода, оксиды азота и оксиды серы. Как правило, большее количество диоксида углерода в дымовых газах приводит к лучшему коэффициенту извлечения для повышения нефтеотдачи) вместо закачки природного газа становится все более практичным как с технической, так и с экономической точки зрения. СО₂ является важным газом для вытеснения нефти [7].

Применение вторичных методов разработки пласта (заводнение и закачка газового агента для поддержания энергии пласта) повышают извлекаемые мировые запасы нефти в 1,5 раза (до 65 миллиардов тонн) [8].

Поскольку потребность в надежных данных о вытеснении нефти закачкой газа в пористых средах постоянно возрастает, исследования об извлечениях данным методом важны для практического применения.

По данным теоретических и экспериментальных исследований [9-11], нагнетание пропан-бутановой смеси с продавкой сухим газом приводит к развитию смешивающегося вытеснения газоконденсатной смеси из призабойной зоны скважины (ПЗС). В ПЗС образуется оторочка углеводородной жидкости, продвигаемая вглубь пласта сухим газом. Смешивающееся вытеснение конденсата растворителем с преобладанием процесса конденсации происходит на передней части фронта оторочки. На заднем фронте оторочки возникает вытеснение флюида оторочки газом с преобладанием процесса испарения.

В работе [12] были описаны три фактора, которые влияют на эффективность смешивания, — это температура, давление в пласте, а также состав нагнетаемой жидкости. Эти факторы влияют на качество смешивания между маслом и закачиваемой жидкости. Следовательно, требования к контролю давления в пласте должны быть установлены до начала смешивающегося вытеснения.

В работе [13] основное предположение состоит в том, что нагнетаемый газ и нефть смешиваются во всех пропорциях с образовыванием единой углеводородной фазы. Этот сценарий является оптимальным с точки зрения эффективности вытеснения, и может быть реализован на практике, если газ нагнетается при давлении выше минимального давления смешиваемости (давление, при достижении которого начинает реализовываться механизм смешивающегося вытеснения нефти и газа).

Эффективность вытеснения нефти газом сильно зависит от давления, и смешиваемое вытеснение достигается только при давлениях, превышающих определенный минимум, минимальное давление смешиваемости. Давление полной смешиваемости углекислого газа и масла определяется экспериментально. Есть несколько методов для измерение минимального давления смешиваемости; но наиболее распространенными являются тест на устойчивость к гравитации и второй метод определения минимального давления смешивания (МДС) — это эксперимент с тонкой трубкой (тест “slim tube” для определения МДС для сырой нефти).

В работе [14] было представлена вычислительная основа для эффективного моделирования процессов смешивания при первом контакте. Предоставлено применение вычислительной структуры в трехмерном сильно неоднородном пласте, и показано, что схема смешивающейся закачки воды с чередованием газа более эффективна, чем только заводнение или закачка газа, что было подтверждено и другими исследованиями.

В работах [15-16] описана технология вытеснения нефти сверхкритическим CO₂ и преимущества применения данного метода по сравнению с традиционными методами.

В исследованиях иностранных авторов приведен анализ возможности применения азота в качестве агента закачки. Результаты экспериментов показали, что значительное улучшение вытеснения нефти достигается закачкой азота с последующим заводнением водой с низкой солёностью с КИН примерно 24% от остаточной нефти [17].

Выводы

Приведен обзор исследований эффективности применения смешивающегося вытеснения в пласте. В существующих исследованиях было выяснено, что можно добиться эффективного вытеснения нефти из коллекторов при использовании газовых агентов и растворителей. Их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен. Любые усилия, приложенные для увеличения нефтеотдачи за счет смешивающееся вытеснения, должны привести к более благоприятному КИН. Отсюда следует, что исследования, связанные с изучением влияния смешивающегося вытеснения на эффективность добычи, имеют высокую актуальность.

Список литературы:

1. Telkov, Victor & Lyubimov, Nail. (2017). Достижение смешивающегося вытеснения нефти при реализации газовых и водогазовых методов воздействия на пласт.
2. P.P.van Lingen, O. H. M. Barzanji and C. P. J. W. van Kruijsdijk. WAG
   
   Injection to Reduce Capillary Entrapment in Small-Scale Heterogeneities. // Proc. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado, 6-9 October, 1996. SPE-36662-MS.
3. I. Ekhlasjoo, M. Vosoughi, S.R. Shadizadeh, R. Kharrat and M.H. Ghazanfari. An Experimental and Simulation Study of Heavy Oil Recovery by the Liquid CO2 Huff and Puff Method. // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. – 2014. – vol. 36. – №. 23. – pp. 2587-2594.
4. Jinhua Ma, Xiangzeng Wang, Ruimin Gao, Fanhua Zeng, Chunxia Huang, Paitoon Tontiwachwuthikul and Zhiwu Liang. Study of cyclic CO2 injection for lowpressure light oil recovery under reservoir conditions. // Fuel. – 2016. – vol. 174. – pp. 296-306.
5. T. G. Monger and J. M. Coma. A Laboratory and Field Evaluation of the CO2 Huff 'n' Puff Process for Light-Oil Recovery. // SPE Reservoir Engineering. – 1988.– vol. 3. – №. 04. – pp. 1168-1176.
6. Wei Yu, Hamid Reza Lashgari, Kan Wu and Kamy Sepehrnoori. CO2 injection for enhanced oil recovery in Bakken tight oil reservoirs. // Fuel. – 2015. – vol. 159. – pp. 354-363.
7. Bray, R. Craig. "Gas Injection and Miscible Flooding." Paper presented at the 8th World Petroleum Congress, Moscow, USSR, June 1971.
8. Harwell M.A., Gentile H. Ecological Significance of Residual Exposures and Effects Oil Spill. –M.: InTech, 2006. – 246 p.
9. Гриценко А.И. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин / А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисов, А.Н. Шандырин и др. - М.: Недра, 1997. - 364 с.; ил.
10. Тер-Саркисов Р.М. Моделирование разработки месторождений природных газов с воздействием на пласт / Р.М. Тер-Саркисов, Н.А. Гужов, А.А. Захаров и др. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 590 с.; ил.
11. Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов / Р.М. Тер-Саркисов. - М.: Недра, 1999. - 659 с.; ил.
12. Adamson, J.A., and D.L. Flock. "Prediction of Miscibility." J Can Pet Technol 1 (1962): 72–77. doi: https://doi.org/10.2118/62-02-05
13. Y. Wang and F. M. Orr Jr. Analytical calculation of the minimum miscibility pressure. Fluid Phase Equilib., 139:101–124, 1997.
14. Juanes, R., and K.-A. Lie. "A Front-Tracking Method for Efficient Simulation of Miscible Gas Injection Processes." Paper presented at the SPE Reservoir Simulation Symposium, The Woodlands, Texas, January 2005. doi: https://doi.org/10.2118/93298-MS
15. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.Л. Сургучев. - М.: Недра, 1985. - 313 с.
16. Антониади, Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими метода ми / Д.Г. Антониади. - М.: Недра, 1995.-313 с.
17. Lwisa, Essa & Abdelkhalek, Ashrakat. (2018). Enhanced oil recovery by nitrogen and carbon dioxide injection followed by low salinity water flooding for tight carbonate reservoir: experimental approach. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 323. 012009. 10.1088/1757-899X/323/1/012009.