10.2. Вытеснение нефти углеводородными газами

В настоящее большое внимание уделяется утилизации попутного нефтяного газа. Одним из способов использования попутного газа является применение его в качестве реагента закачиваемого в нагнетательные скважины с целью увеличения коэффициента вытеснения нефти.

Для увеличения нефтеотдачи применяются: углеводородный сухой газ, газ высокого давления, обогащенный газ и газоводянная (водогазовая) смесь. 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 может значительно превышает стоимость нефти.

Вытеснение нефти реагентом 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, давление обогащенного газа 15-20МПа .

При смешивании (растворении) газа с нефтью вязкость нефти уменьшается, увеличивается подвижность нефти, дебиты (см. Приложение 1, формула Дюпюи), и в конечном счете, нефтеотдача.

Основные критерии эффективности процесса закачки углеводородного газа следующие [3]:

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 вышележащие пласты; при больших глубинах залегания требуются высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически целесообразно;

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

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

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.

Для слоистого пласта, состоящего из прослоев разной проницаемости, возможны преждевременные прорывы газа по высокопроницаемым пропласткам, что резко снижает эффективность вытеснения. Прорывы газа определяют посредством контроля газового фактора и изменения химического состава газа. Для предупреждения прорыва газа уменьшают отбор жидкости из скважин, вплоть до остановки их, снижают объем закачиваемого газа, вместе с газом закачивают жидкость.

10.3. 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 [3].

Физически механизм вытеснения нефти заключается в следующем. Вода, заполняет мелкие поры и сужения поровых каналов, тем самым увеличивает коэффициент охвата пласта. Газ, закачиваемый в пласт, в силу большей подвижности занимает крупные поры и верхнюю часть пласта, частично растворяется в нефти, увеличивает ее подвижность, тем самым коэффициент вытеснения. Таким образом, газ увеличивает один из сомножителей коэффициента извлечения нефти, а вода - другой.

Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения их достоинств с целью уменьшения недостатков и к применению периодического, циклического нагнетания водогазовой смеси. 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. Поочередное вытеснение нефти газом и водой способствует увеличению коэффициентов вытеснения нефти и охвата пластов в виду снижения относительной проницаемости высокопроницаемых пропластков, заполненных водогазовой смесью. Совместное вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом 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 каждого 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 строения и неоднородности пласта гравитационное разделение воды и нефти может снизить эффективность применения технологии на 10-20%.

Проводимые лабораторные исследования показывают, что эффект от изменения соотношения пропорций закачиваемых воды и газа незначителен. Размеры образцов небольшие, практически однородны, и, следовательно, в лабораторных условиях создать среду, близкую к реальному пласту, практически невозможно. Остается два выхода: компьютерное моделирование, или промысловые экспериментальные работы при условии хороших знаний о геологическом и физическом строении пласта.