Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Современные методы увеличения нефтеотдачи .
1.1. Физико-химические методы воздействия на пласт.
1.1.1 .Вытеснение нефти водой.
1.1.2. Потокоотклоняющие технологии.
1.2. Тепловые методы воздействия на пласт.
1.3. Газовые методы воздействия на пласт.
1.4. Экономика СОг-вытеснения нефти из однородных пластов .
1.5. Создание физической модели пласта.
1.5.1. Разработка конструкции физической модели пласта.
1.5.2. Методика обработки результатов экспериментов.
Выводы.
ГЛАВА II. Экспериментальная установка для исследования процесса вытеснения помощью сверхкритических флюидных систем .
2.1. Выбор метода исследования.
2.2. Экспериментальная установка.
2.2.1. Модель пласта.
2.2.2. Система поддержания и измерения давления.
2.2.3. Система поддержания и измерения температуры.
2.2.4. Система подачи и рециркуляции вытесняющего агента .
2.2.5. Система измерения расхода газа.
2.2.6. Система отбора и анализа проб.
2.2.7. Система насыщения пласта нефтью.
2.2.8. Сепаратор.
2.2.9. Гильза.
2.3. Подготовка модели пласта эксперименту. 82
2.3.1. Подготовка пористой среды. 82
2.3.2. Набивка модели пласта пористой средой. 83
2.4. Методика проведения эксперимента. 83
2.5. Результаты пробных опытов. 86
2.6. Оценка погрешности измерения. 88
2.6.1. Погрешность расчета плотности. 88
2.6.2. Погрешность измерения объема вытесненной нефти. 89
2.6.3. Погрешность измерения плотности модели нефти при нормальных условиях . 90
2.6.4. Погрешность измерения давления в модели пласта.
2.6.5. Погрешность измерения температуры в модели пласта.
Выводы. 92
ГЛАВА III. Результаты исследования процесса вытеснения нефти СК С02 в однородном пласте . 93
3.1. Краткая характеристика объектов исследования 93
3.2. Вытеснение нефти вязкостью 1,2 мПа-сиз однородного пласта СК СО2 в широком диапазоне давлений, температур, проницаемостей пласта. 94
3.3. Вытеснение нефти вязкостью 9,7 мПа-с из однородного пласта СК С02 в широком диапазоне давлений, температур, проницаемостей пласта . 103
3.4. Обобщение результатов вытеснения нефти в широком диапазоне вязкости нефти, давлений, температур, проницаемостей пласта. 115
3.5. Сравнительный анализ технологической эффективности метода СК СО2- вытеснения и традиционных МУН. 118
Выводы. 126
Заключение. 127
Список используемых источников. 128
Введение
- Экономика СОг-вытеснения нефти из однородных пластов
- Система подачи и рециркуляции вытесняющего агента
- Погрешность измерения плотности модели нефти при нормальных условиях
- Вытеснение нефти вязкостью 9,7 мПа-с из однородного пласта СК С02 в широком диапазоне давлений, температур, проницаемостей пласта
Введение к работе
Актуальность темы:
Традиционные технологии вытеснения нефти, применяемые в нашей стране (заводнение, потокоотклонение, паровытеснение) имеют пороговые условия применимости. Рост доли трудноизвлекаемых запасов и ужесточение лицензионных требований к эксплуатации месторождений требуют разработки новых третичных технологий вытеснения нефти. Термодинамические условия, существующие в нефтяном пласте, позволяют применять СО2 в сверхкритическом состоянии (СК) состоянии, что определяет преимущества его по сравнению с другими вытесняющими агентами. Применение СО2 в СК состоянии позволяет преодолеть пороговые ограничения, свойственные традиционным технологиям, и может применяться в широком диапазоне термобарических условий, физико-химических свойств вытесняющего агента и нефти и порометрических характеристик пласта, недоступных для традиционных методов добычи нефти.
Работа выполнялась в рамках гранта АН РТ № -8.3-219/ 2004 Ф (08) от 2004 г и гранта Федерального агентства по науке и инновациям № 02.444.11.7341 от 2006 г., автор является лауреатом конкурса научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов V-й школы -семинара академика РАН В.Е. Алемасова.
Цель работы заключается в разработке термодинамических основ сверхкритической технологии освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья путем физического моделирования процесса вытеснения нефти СК диоксидом углерода и обработки результатов физического моделирования с помощью теории подобия с целью применения результатов опыта на реальных месторождениях.
Основные задачи работы:
1. Создание экспериментальной установки для исследования процесса вытеснения нефти сверхкритическим СО2 в широком интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти и вытесняющего флюида, порометрических характеристик пласта;
2. Получение новых экспериментальных результатов по коэффициенту вытеснения нефти (КВН) в широком интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти и вытесняющего флюида и порометрических характеристик пласта;
3. Описание гидродинамики процесса вытеснения нефти сверхкритическим диоксидом углерода методами теории подобия во всем исследованном интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти, вытесняющего флюида и порометрических характеристик пласта.
Научная новизна работы:
1. Создана экспериментальная установка, позволяющая моделировать вытеснение нефти СК СО2 в интервале давлений до 20 МПа, температур до 500 К, вязкостей нефти до 40 , проницаемостей пласта до 0,005 мкм2;
2. Получены новые экспериментальные данные зависимости КВН в интервале давлений 7-12 МПа, температур 313-353 К, вязкостей нефти 1-9,7 , проницаемостей пласта 0,18-0,038 мкм2;
3. Получено обобщающее уравнение, определяющее зависимость КВН от гидродинамики процесса вытеснения нефти и порометрических характеристик пласта.
Практическое значение работы:
1. Расширение фундаментальных знаний о процессах, происходящих в нефтяном пласте в широком интервале термобарических условий, физико-химических свойств вытесняемой нефти и вытесняющего флюида и порометрических характеристик пласта;
2. Проведение энерготехнологической оптимизации процесса вытеснения нефти;
3. Использование результатов настоящих экспериментальных исследований для проектирования нефтепромыслового оборудования.
Апробация работы:
Основные результаты диссертации доложены в рамках IV школы-семинара молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В.Е. Алемасова “Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении” (Казань, 2004), V школы-семинара молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В.Е. Алемасова “Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении” (Казань, 2006), V Международного симпозиума
”Ресурсоэффективность и энергосбережение” (Казань, 2004), III Международной научно-практической конференции “Сверхкритические флюидные технологии: инновационный потенциал России” (Ростов-на-Дону, 2006), Международной научно-практической конференции “Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов” (Казань, 2007), IV Международной научно-практическая конференция «Сверхкритические флюиды: фундаментальные основы, технологии, инновации» (Казань, 2007), Конференции “Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям” (Москва, 2008), XVII Международной конференции по химической термодинамике в России RCCT 2009, (Казань, 2009), V Международной научно-практическая конференция «Сверхкритические флюиды: фундаментальные основы, технологии, инновации» (Суздаль, 2009).
Публикации:
По теме диссертации опубликовано 13 статей и тезисов в научно-технических журналах и сборниках трудов.
Структура и объем работы:
Экономика СОг-вытеснения нефти из однородных пластов
Это подтверждается многочисленными экспериментальными исследованиями на естественных и искусственных пористых средах (рис.1.1). В работе [10] проведены опыты по исследованию процесса вытеснения керосина {/л-2,ЪмПа с) водой на модели нефтяного пласта, выполненного в форме параболоида вращения, заполненной несцементированным кварцевым- песком пористостью 35 % и проницаемостью 5,3 мкм . Длина модели пласта составляла 5 м, с диаметром наибольшего сечения 100 мм и диаметром наименьшего сечения 8 мм и рассчитана на давление до 15 МПа. Помимо модели пласта, установка снабжена смесителями для насыщения жидкости газом, жидкостным насосом НЖР, гидравлическими дожимающими устройствами, а также баллонами со сжатым газом, запорными и регулировочными вентилями и мерными мензурками. Опыты заключались в вытеснении модели нефти водой из образца пористой среды, в которой содержался и свободный газ. Начальная газонасыщенность создавалась двумя способами: выделением газа из раствора и продувкой образца внешним малорастворимым газом. При проведении опытов по вытеснению газированной нефти водой, когда начальная газонасыщенность создавалась путем выделения газа из раствора, пласт вакуумировался и заполнялся вакуумированным керосином. Затем осуществлялось вытеснение сжатым газированным керосином. После заполнения газированной жидкостью модель отсекалась от входных коммуникаций, открывался выходной вентиль, и начиналось истощение пласта на режиме растворенного газа. После этого производилась закачка воды. Опыт прекращался, когда через модель прокачивалось 2 поровых объема (П.О.) воды. В тех опытах, где начальная газонасыщенность создавалась продувкой пласта свободным газом, пласт, заполненный вакуумированным керосином, продувался азотом. Затем пласт выдерживался несколько часов под давлением (при котором намечалось производить заводнение) для растворения азота в керосине, после чего осуществлялась закачка воды. Опыты проводились при давлении 5 МПа. В процессе опытов измерялись объемы вышедших из пласта керосина, воды и газа, а также объем закачанной в пласт воды. Результаты опытов свидетельствуют, что процесс заводнения до прорыва воды отчетливо разделяется на два периода. В первом периоде закачка воды оказывается совершенно неэффективной: в опыте при закачке Узак=0,11 П.О. было извлечено всего 1,9 % нефти. В тоже время отбор газа был весьма интенсивным. Во втором периоде после извлечения всего подвижного газа эффективность заводнения резко возрастала. Однако после прорыва воды, который наступал уже после Узак=0,6 П.О. происходило быстрое обводнение модели пласта. Такой же характер имел процесс заводнения и в случае, когда начальная газонасыщенность создавалась путем продувки модели свободным газом: вначале происходило интенсивное вытеснение газа, потом вытеснялся керосин, а затем прорывалась вода. Результаты опытов показали, что хотя в безводный период КВН в присутствии свободного газа оказался выше (в ряде опытов до 16 %), чем в его отсутствие, конечный КВН (после прокачки 1,5 П.О. воды), оказался примерно равным во всех опытах. Таким образом, в статье сделан вывод о том, что при заводнении пласта, в порах которого содержится свободный газ и нефть малой вязкости, КВН оказывается несколько выше, чем при вытеснении нефти водой в отсутствии свободного газа. Поэтому предварительная эксплутатация пласта высокой проницаемости, содержащего маловязкую нефть, на режиме растворенного газа не снижают эффективности заводнения. Однако эффективность заводнения резко уменьшается при повышении вязкости вытесняемой нефти и понижении проницаемости пласта. Так, в работе [11] процесс вытеснения нефти водой был исследован в интервале давлений до 20 МПа, проницаемостей пласта 1,64-0,047 мкм и вязкостей нефти 1-75 мПа-с . Показано, что уменьшение проницаемости в указанных пределах при вытеснении трансформаторного масла приводит к уменьшению КРЕН с 52 до 4 % в течение безводного периода и с 66 до 63 % после прокачки пяти поровых объемов (П.О.) воды. Подобные результаты были получены в работе [12] на лабораторной установке высокого давления (рис. 1.2). 1,2-дожимающие устройства с разделительными поршнями для подачи реагентов; 3-жидкостный термостат; 4-модель пласта; 5-система противодавления; 6-нагревательный элемент; 7,8,9-пресс высокого давления(15С0); 10,19-сосуды с маслом для заполнения прессов; 11,12- баллоны газовые; 13-пробоотборник; 14-кернодержатель; 15- манжета резиновая; 16-образец керна; 11-пресс для создания давления обжима; 18,19,20-сосуд высокого давления; В1...В29-вентили;М1...М4-манометры; Ю-дифманометр;П 1...ПЗ-переключатели. Установка обеспечивает проведение фильтрационных экспериментов на насыпных моделях пористых сред и образцах кернов при температурах до 450 К, давлениях до 20 МПа, проницаемостях среды до 0,036 мкм2. Отмечено, что снижение проницаемости до указанной величины значительно уменьшает конечный КВН и не позволяет увеличить его даже после прокачки шести П.О. воды (рис. 1.3) [13]. Промысловые эксперименты также указывают на невозможность повышения КИН только лишь за счет увеличения давления нагнетания воды выше 20 МПа на месторождениях, сложенных пластами проницаемостью менее 0,3 мкм2 [14].
Система подачи и рециркуляции вытесняющего агента
Проблема разработки месторождений высоковязких нефтей заключается в том, что естественные температурные условия; в пласте практически не обеспечивают необходимой подвижности нефти при ее фильтрации к забоям добывающих скважин. В процессе применения искусственного воздействия на пласт путем закачки; воды, воздуха не получают желаемых высоких вязкостных соотношений, в результате чего происходят прорывьтрабочих агентов в-добывающие скважины при: низких, значениях коэффициентов извлечения нефти.
Многочисленными исследованиями установлено, что искусственным: созданием заданных термогидродинамических условий в пласте можно- существенно повлиять на подвижность нефти. В Западных странах с этой целью используется технология парогравитационного дренажа (SAGD), заменяемая на месторождениях Канады на другой менее энергоемкий метод - процесс экстракции паром (VAPEX). Кроме этого на ряде битумных месторождений Канады используется метод циклического стимулирования нефтяным паром (CSS) и низкотемпературная добыча тяжелой нефти с песком (CHOPS) [8].
Пар, обладающий большой энтальпией, в 3 - 3,5 раза выше горячей воды, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии. Увеличение КИН при закачке в него теплоносителя достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта тепловым воздействием, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает КИН. Лабораторные и промысловые эксперименты подтверждают, что наиболее эффективным рабочим агентом для вытеснения высоковязкой нефти из пласта является сухой насыщенный пар. Параметры сухого насыщенного пара (СНП) представлены в таблице 1.4. кварцевого песка в изотермических условиях при различных температурах. Эффективность паротеплового воздействия на месторождениях, содержащих высоковязкую нефть, оказалась существенно выше других вытесняющих агентов, в частности, горячей воды. Коэффициент извлечения нефти составил 98%. В ряде работ [34,35] отмечено увеличение эффективности паротеплового воздействия при добавлении к пару воздуха, а в работе [36] - этана. Эффективность парогазового воздействия была исследована также в работе [37] на экспериментальной установке, приведенной на рис. 1.7.
Опыты проведены на естественном керне длиной 30 см и диаметром 5,6 см с пластовой нефтью при давлении 6,4 МПа и расходе воды и пара 0,5 мл/мин. Результаты опытов серии А приведены на рис. 1.8, серии В - на рис. 1.9.
Эксперименты серии В проводились с заново изготовленными кернами: В1: нагнетание пара в нефтенасыщенный образец; В2: одновременное нагнетание С02 и пара в нефтенасыщенный образец; ВЗ: нагнетание пара в газо- и нефтенасыщенный керн; В4: нагнетание метана в нефтенасыщенный керн; В5 . одновременное нагнетание метана и пара; В ходе экспериментов серии А отмечено, что газ, выделяющийся из нефти, движется впереди фронта вытеснения и может служить причиной образования вязкостных языков. Роль этого эффекта оценить трудно. Однако, основываясь на наблюдениях, проведенных во время эксперимента, сделан вывод о том, что когда небольшое количество газа выделяется из раствора, как в данном случае, добавка С02 улучшает ход процесса вытеснения. На основании экспериментов серии В показано, что наиболее эффективное нефтевытеснение при низшем значении нефтенасыщенности наблюдается в опытах В1 и ВЗ с нагнетанием пара. Результаты опытов свидетельствуют о том, что присутствие несконденсировавшегося газа приводит к улучшению процесса вытеснения паром и обеспечивает более глубокое воздействие на пласт, что позволяет осваивать запасы высоковязкой остаточной нефти.
Вместе с тем, потери теплоты, достигающие 35-45 % от поданной на устье скважины, необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов и обязательная обработка ее химическими реагентами для умягчения и обессоливания существенно снижают экономическую эффективность вытеснения нефти паром. Таким образом, можно сформулировать пороговые условия применимости технологии паротеплового воздействия: Таблгща 1.5. Пороговые условия применимости технологии паротеплового воздействия [33]. Нефтенасыщенность более 40% Пористость более 20% Проницаемость более 0,1 мкм" Глубина залегания менее 1000 м Коэффициент песчанистости более 0, Кроме того, в настоящее время неуклонно возрастает в общем балансе остаточных запасов нефти доля залежей с карбонатными- коллекторами, которые преимущественно содержат высоковязкие нефти и характеризуются исключительно низкими фильтрационными характеристиками. Планируемый КИН для таких месторождений не превышает 0,2, что не соответствует новым лицензионным требованиям и требует применения других третичных методов добычи. В таких осложненных горно-геологических условиях наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи может стать закачка различных газов, успешно применяемая на месторождениях в ряде ведущих нефтедобывающих стран мира (США, Канада, Норвегия, Венесуэла).
Погрешность измерения плотности модели нефти при нормальных условиях
Результаты опытов свидетельствуют о том, что присутствие несконденсировавшегося газа приводит к улучшению процесса вытеснения паром и обеспечивает более глубокое воздействие на пласт, что позволяет осваивать запасы высоковязкой остаточной нефти.
Вместе с тем, потери теплоты, достигающие 35-45 % от поданной на устье скважины, необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов и обязательная обработка ее химическими реагентами для умягчения и обессоливания существенно снижают экономическую эффективность вытеснения нефти паром. Таким образом, можно сформулировать пороговые условия применимости технологии паротеплового воздействия: Таблгща 1.5. Пороговые условия применимости технологии паротеплового Кроме того, в настоящее время неуклонно возрастает в общем балансе остаточных запасов нефти доля залежей с карбонатными- коллекторами, которые преимущественно содержат высоковязкие нефти и характеризуются исключительно низкими фильтрационными характеристиками. Планируемый КИН для таких месторождений не превышает 0,2, что не соответствует новым лицензионным требованиям и требует применения других третичных методов добычи. В таких осложненных горно-геологических условиях наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи может стать закачка различных газов, успешно применяемая на месторождениях в ряде ведущих нефтедобывающих стран мира (США, Канада, Норвегия, Венесуэла).
В нашей стране важные перспективы связываются с. применением газовых методов, на месторождениях Западной Сибири- и, особенно, на месторождениях Урало - Поволжья, для- которых эти методы могут быть рекомендованы для — всех месторождений [5]. Так, в работах [38,39]- на основе обобщения большого числа результатов экспериментальных исследований по газовому и водогазовому воздействию с использованием преимущественно углеводородного газа показано, что закачка газа может дополнительно повысить КИН от 3 до 30 % и более в зависимости от вида технологии и стадии заводнения.
Сущность процесса разработки нефтяных месторождений путем вытеснения нефти углеводородным газами (пропан, бутан и др.) заключается в следующем. До нагнетания сухого газа в пласт в него закачивается некоторое количество жидкого пропана (или другого сжиженного газа), который образует промежуточную зону - оторочку между вытесняемой нефтью и вытесняющим газом. Процесс должен проходить в условиях, во- первых, сохранения пропана в жидком виде и, во-вторых, смешиваемости его с сухим газом, перемещающим пропановую оторочку в направлении от нагнетательной скважины к добывающей. Вследствие смешиваемости фаз на фронте пропан-нефть и на фронте пропан-газ на границах раздела фаз отсутствуют мениски. Следовательно, отсутствуют и капиллярные силы, препятствующие более полному извлечению нефти - КИН значительно возрастает. Повышению вытеснения нефти способствует также то, что пленочная нефть, смешиваясь с пропаном, становится менее вязкой, толщина пленки уменьшается, и она легче отделяется от стенок поровых каналов; Вместе с тем, требование, чтобы пропан находился в, жидком состоянии, ограничивает его применение залежами, температура которых ниже его критической температуры. Критическая температура пропана 370 К и если пластовая температура выше этой величины, пропан в чистом виде применять нельзя. К нему необходимо добавить более высокие гомологи метана, обладающие более высокой критической температурой-. С целью исследования влияния состава нагнетаемых газовых смесей на процесс вытеснения нефти в работе [40] проведены исследования при давлении 50 МПа на установке, приведенной на рис. 1.10. Основной частью экспериментальной установки являлась модель, воспроизводящая пласт высокого давления. Модель представляет собой трубу внутренним диаметром 50 мм и длиной 110 см, снабженную кожухом для нагрева жидкостью, рассчитанную на рабочее давление 30 МПа и температуру 450 К и заполняется кварцевым песком. Нефть засасывается в напорную емкость (2), откуда выдавливается в пласт (5) глицерином, подаваемым насосом высокого давления (7). Газ для опыта подается из баллона (1) в гидравлические дожимающие устройства (4) и смеситель (3). Напорная емкость нагревается при помощи ультратермостата (8) до температуры опыта, после чего газ сжимается в ней до необходимого давления гидравлическими дожимающими устройствами. По достижении в модели пласта и напорной емкости заданной температуры и давления газ подается из напорной емкости в пласт, а вытесняемая нефть собирается в стеклянный градуированный сепаратор (10). Количество газа, выходящего из пласта, определяется газовыми расходомером (6). Количество вытесняющего вещества, поданного в пласт, замеряется по расходу глицерина в емкости (9). Если требуется проводить опыт со смесью газов, то газы поочередно подаются в смеситель (3), предварительно нагретый до температуры выше псевдокритической температуры смеси. Отмечена высокая эффективность нагнетания пропана с гомологами от С2Н6 до С6Нц при вытеснении остаточной нефти. Показано также, что смесь, состоящая из 60% метана и 40% пропана, растворяет значительно больше нефти при значительно более тяжелом фракционном составе извлеченных компонентов и уменьшает давление перехода системы нефть-газ в однофазное состояние [41,42].
Вытеснение нефти вязкостью 9,7 мПа-с из однородного пласта СК С02 в широком диапазоне давлений, температур, проницаемостей пласта
Сравнение опытов 12 и 15, проведенных в аналогичных термобарических условиях, но с использованием различных газов для вытеснения майкопской нефти, показывает, что обогащение мелитопольского газа грозненским пропаном значительно повышает нефтеотдачу - с 65,9 до 84,4 %, то есть на 18,5 % от запасов. При вытеснении еще более обогащенным газом, содержавшим 33 % грозненского пропана (опыт 19), КВН поднялся до 95%, причем в пласт было введено даже меньше газа. Обращает на себя внимание и тот факт, что даже небольшое содержание пропана и диоксида углерода в саратовском газе увеличивает КВН с 65,9 до 72,6 % (опыт 6).
Аналогичная картина наблюдается и в опытах с кумской нефтью. Из сопоставления опытов 18 и 23, следует, что повышение давления оказывает существенно меньшее значение на КВН, чем повышение содержания пропана. Так, повышение давления с 20 МПа до 30 МПа привело к повышению КВН с 85,7 до 88 %. В опытах также было зафиксировано следующее явление. На некотором этапе процесса в смотровом окне на- черном фоне (нефть) появлялся красноватый оттенок, сменявшийся светло- красной окраской, которая затем переходила в светло-желтую. Постепенное изменение окраски потока без видимой границы раздела фаз, а также весьма высокий КВН свидетельствуют об образовании в пласте перемещающейся зоны полного смешения вытесняемой и вытесняющей фаз в результате растворения в нефти пропана, которым был обогащен нагнетаемый газ. Процесс вытеснения нефти углеводородными газами представляется в следующем виде.
С вводом газа в пласт начинается вытеснение из него исходной нефти. Одновременно начинается растворение нагнетаемого газа в нефти на фронте вытеснения. Образуется газированная нефть с меньшими плотностью и вязкостью, чем исходная нефть. В ходе поступления газа в пласт процесс растворения газа в нефти усиливается и по пласту движется столб жидкости, в верхней части состоящий из газированной нефти, в нижней - из исходной нефти. По мере дальнейшего поступления газа в песок высота столба все уменьшается, причем доля газированной нефти в нем возрастает. Таким образом, в пласте имеются две зоны: одна зона, занятая исходной нефтью, и другая зона, занятая газированной нефтью. В то же время в той части песка за фронтом вытеснения, откуда основная масса нефти уже вытеснена, изменяется соотношение между объемами оставшейся нефти и газа. Когда в отбираемом газе его объем превышает объем, способный растворяться в нефти при давлении 30 МПа, это означает, что через песок в месте отбора пробы движется уже не одна фаза, а две фазы: газированная нефть и свободный газ, то есть поток становится двухфазным.
Вследствие продолжающегося нагнетания газа содержание жидкой фазы в двухфазном потоке все более снижается, пока, наконец, в песке не останется главным образом пленочная и капиллярно-удержанная нефть. Поступающий газ, проходя по этой части пласта, обогащается некоторыми более легкими компонентами неподвижной нефти вследствие их обратного испарения. При дальнейшей закачке газа, когда легкие компоненты нефти извлечены из пленочной и капиллярно-удержанной, газ проходит по пласту практически без изменения состава. Эта зона является зоной исходного газа.
Таким образом, в результате проведения данной серии опытов установлено следующее: 1) повышение содержания пропана в вытесняющем газе приводит к повышению КВН; 2) при значительном обогащении сухого газа пропаном вытеснение нефти при давлении 30 МПа проходит в условиях смешиваемости фаз. Смешение достигается в результате образования переходной зоны за счет растворения пропана в нефти. Вместе с тем, нагнетание углеводородных газов под давлением около 50 МПа не только сопряжено со значительными технологическими трудностями, но и в ряде случаев технологическая эффективность не превосходит таковую при нагнетании газа при низких давлениях. Так, исследование влияния давления нагнетания на конечный КВН, проведенные Великовским A.C. и Терзи В.П. [44], показали практически одинаковые результаты при давлениях 5 и 20 МПа, что указывает на возможность применения гораздо более низких давлений при вытеснении нефти углеводородным газами для достижения полной смешиваемости их с пластовой нефтью. Проблеме разработки месторождений нагнетанием в пласт различных газов также посвящено большое количество патентов США. В одном из них (U.S. pat. 5,725,054) [45] авторами показано влияние содержания СОг в смеси углеводородных газов на КВН. Отмечена более высокая нефтеотдача смесью углеводородных газов с С02 по сравнению с нагнетанием в пласт только» углеводородных газов. В опытах по закачке оторочки диоксида углерода вслед за азотом или метаном наблюдается еще больший КВН по сравнению с нефтеотдачей отдельными газами.
