16.Газовые методы повышения нефтеотдачи

При использовании сжиженных углеводородных газов и других жидких углеводородных растворителей в качестве вытесняющего агента, возникает другая проблема извлечения из пласта оставшегося там растворителя, цена которого значительно превышает стоимость нефти.

В настоящее время применяются: углеводородный сухой газ, газ высокого давления, обогащенный газ и газоводяная смесь.

Вытеснение может быть несмешивающимся или смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800кг/м³). Давление нагнетания сухого углеводородного газа 25МПа и более, обогащенного газа 15-20МПа. С ростом смесимости увеличивается нефтеотдача.

Основные критерии эффективности процесса закачки углеводородного газа следующие:

1) Углы падения пластов: при углах падения более 15⁰ закачивают газ в сводовую часть залежи; при меньших углах – площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти).

2) Глубина залегания пласта: при малых глубинах и больших давлениях нагнетания возможен прорыв газа в выше лежащие пласты; при больших глубинах залегания требуются высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически целесообразно;

3) однородность пласта по проницаемости невысокая вязкость нефти (при разных проницаемостях прослоев может произойти прорыв газа в добывающие скважины);

4) гидродинамическая замкнутость залежи, что исключает утечки закачиваемого газа.

Для нагнетания используют нефтяной газ, природные газы соседних газовых месторождений или газ из магистральных трубопроводов.

При использовании природного газа очистка и подготовка его производится на газовом промысле.

Приемистость скважин устанавливается опытным путем, либо по формуле дебита газовой скважины, умножая расчетное значение на опытный коэффициент. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение и давление столба газа. Обычно давление нагнетания на 15-20% выше пластового давления.

Преждевременные прорывы газа резко снижают эффективность вытеснения. Их определяют, контролируя газовый фактор и химический состав газа. Для предупреждения прорыва газа уменьшают отбор жидкости из скважин, вплоть до остановки их, снижают объем закачиваемого газа, вместе с газом закачивают жидкость.

17. Водогазовое циклическое воздействие

Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласт поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода в одну и ту же или отдельные нагнетательные скважины.

Механизм улучшения нефтевытеснения заключается в том, что в отличие от воды, которая в заводненной зоне заполняет мелкие поры и сужения поровых каналов, газ, закачиваемый в пласт, как несмачиваемая фаза в загазованной зоне занимает крупные поры и верхнюю часть пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения их достоинств с целью уменьшения недостатков и к применению периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе (спорно). В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа, т.е. вытеснение водогазовой смесью. Фазовая проницаемость зависит только от смачивающей фазы (воды), свободный газ обеспечивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10-15%), при которой газ неподвижен. Поочередное вытеснение нефти газом и водой способствует увеличению коэффициентов вытеснения нефти и охвата пластов в виду снижения относительной проницаемости высокопроницаемых пропластков, заполненных водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем при раздельном вытеснении нефти только водой или газом. При выборе оптимального режима эксплуатации нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15% по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30сут.

Недостатки водогазового циклического воздействия: приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента снижается после первого цикла: для газа в 8-10 раз, для воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости ПЗП.

В зависимости от неоднородности пласта гравитационное разделение воды и нефти может снизить эффективность применения технологии на 10-20%.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи

18. Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти горячей водой.

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение в залежи определяется геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура соответствует геотермическому градиенту. В процессе разработки месторождения пластовая температура может изменяться, Так закачиваемая в пласт вода имеет другую температуру. В пласте могут происходить химические реакции, связанные с выделением или поглощением тепла. Изменение температуры происходит за счет гидравлического сопротивления фильтрующихся флюидов, за счет эффекта Джоуля-Томсона.

Распределение пластовой температуры и ее изменение называется температурным режимом. Изменение режима происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции (у теплых флюидов плотность меньше, они оказываются легче).

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением нефти повышается температура в залежи. Повышение температуры нефти, воды и породы приводит к снижению вязкости нефти, изменению отношения подвижностей нефти и воды, к изменению относительных проницаемостей, остаточной нефтенасыщенности, к испарению легких фракций, происходит тепловое расширение коллектора и заполняющих его флюидов.

Тепловые методы применяются для залежей, содержащих высоковязкие нефти, залежи с пластовой температурой, близкой к температуре насыщения нефти парафинами.

Тепловые методы разделяют на теплофизические: закачка горячей воды, пара и пароциклические обработки скважин; термохимические: внутри пластовое горение.