5. Технология и техника газовых мун (методов вытеснения нефти смешивающимися с нею агентами).

Водогазовое воздействие.

Вода в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил — верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к применению их циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор и крупных пор.

Эффект от вытеснения водогазовой смесью, будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10 — 15 %), при которой газ неподвижен.

Водогазовое воздействие способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. При оптимальном применении метода нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15 % по сравнению с обычным заводнением.

Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт —одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.

Нагнетание газа и воды в пласты поочередно оторочками или одновременно в смеси обладает недостатками:

1) Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла снижается — для газа в 8-10 раз, для воды в 4 -5.

2) Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10 — 20 %

3) Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется.

Вследствие этих недостатков циклический метод водогазового воздействия на пласты требует:

1) значительного увеличения числа нагнетательных скважин;

2) повышенных давлений нагнетания;

3) сложного устьевого оборудования для нагнетательных скважин.

Вытеснение нефти закачкой углеводородных и сжиженных газов.

Вытеснение нефти газом может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз).

Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легкой нефти (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа - 15-20 МПа. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача.

Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород).

Основные критерии эффективности процесса закачки газа:

1) углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших - площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);

2) глубину залегания пласта:

- при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты,

- при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания;

3) однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;

4) гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.

Добавка дорогих сжиженных газов в сухой газ, состоящий преимущественно из метана, позволяет достичь полного смешивания полученного обогащенного газа с разной нефтью при небольших пластовых давлениях (10-20 МПа).

Закачка газа высокого давления.

Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.

Для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи.

Метод находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение неэффективно.

Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90 — 95%.