На успешность применения газовых методов в основном оказывает влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта. Пласт должен характеризоваться высокой приемистостью при значительных давлениях. Виды:
1. закачка СО2
2. закачка азота
3. закачка УВ газов:
-сухого
-обогащенного (газ высокого давления)
Закачка газа применяется:
- низкопроницаемый коллектор (менее 0,05 мкм2),
- месторождения с высокой обводненностью и высоковязкой нефтью.
Существуют 2-е основные технологии газового метода:
1. смешивающееся вытеснение (V газа закаченный полностью растворяется в нефти и в воде при данной Т и Р, не образует самостоятельную фазу)
2. несмешивающееся вытеснение (газ не полностью растворяется в нефти и в воде. Сосуществуют 3 фазы).
Какой вид вытеснения будет применен, зависит от Р, Т и от состава нефти.
Под смешивающимся вытеснением понимают такой режим, при котором отсутствуют границы между фазами, когда межфазное натяжение в переходной области между нефтью и газом равно нулю. Такой режим является одним из наиболее эффективных, коэффициент вытеснения для однородных пластов практически равен единице (0,95-0,98).
При частичной (или ограниченной) смешиваемости сохраняется граница раздела межу фазами, состав и свойства жидкости и газа изменяются в переходной зоне. Режим частичной смешиваемости может быть осуществлен при нагнетании попутного газа с содержанием метана 80-90 % в нефтяные залежи, содержащие легкую нефть, при давлении ниже МДДС на 5-10 МПа. Коэффициент вытеснения нефти газом при таком режиме несколько выше коэффициента вытеснения нефти водой.
При несмешивающемся режиме не происходит смешивания газа с нефтью в пластовых условиях, пена образуется за счет выделяющегося из нефти газа. Благодаря образованию в пласте пенных систем (вспененная нефть, водонефтяная эмульсия и вода), ВГВ на вязкие нефти и ВГВ с применением ПНВРА на легкие нефти в значительной степени способствуют выравниванию профиля вытеснения и увеличивают коэффициент охвата в неоднородных коллекторах.
При вытеснении нефти из гидрофильных пород газом вода будет смачивать породу, а газ является несмачивающей фазой. Тогда вода будет проникать в мелкие поры, а газ будет вытеснять нефть из крупных пор. Особенно значительный эффект от ВГВ по сравнению с традиционным вытеснением нефти водой наблюдается для сред со смешанной смачиваемостью, когда крупные поры гидрофобны, а более мелкие остаются гидрофильными.
Глубина залегания пласта и пластовое давление
Не ограничены.
Вязкость нефти
Осуществление процесса вытеснения с применением ПНВРА предпочтительно для легких нефтей вязкостью менее 5-10 мПа*с в пластовых условиях и низким содержанием асфальтосмолистых веществ (менее 10 %).
Для вязких нефтей применение ПНВРА не обязательно - они могут быть использованы только для увеличения эффекта пенообразования. Вязкость может изменяться в пределах от 10 до 100 мПа*с и более.
Пластовая температура
Для легких нефтей с применением ПНВРА - до 100 °С.
Для вязких нефтей рекомендуется закачка горячей воды с температурой от 50 до 70 °С. При этом желательно, чтобы пластовая температура была выше 30 °С. При использовании ПНВРА процесс может проводиться при любой пластовой температуре.
Толщина пласта
В случае закачки газа в пологие залежи может колебаться в широких пределах - от 2 до 20 м.
При вертикальном вытеснении и использовании действия гравитационных сил толщина пласта не ограничивается.
Проницаемость коллектора
При закачке водогазовых смесей с ПНВРА проницаемость коллектора может составлять 0,004-0,8 мкм2.
Наличие непроницаемой покрышки
Необходимо наличие непроницаемой покрышки над пластом для предотвращения перетоков газа в другие горизонты.
Наличие водонефтяной зоны
Для ВГВ благоприятны нефтяные залежи, подстилаемые водой или имеющие обширные водонефтяные зоны.
Нагнетание СО2
Метод основан на способности СО2 растворяться как в воде, так и в нефти. Факторами, ограничивающими использование СО2 являются:
- выпадение осадков в пласте;
- коррозия нефтепромыслового оборудования
- трудности транспортирования, хранения больших объемов СО2
- поглощение СО2 в пласте (до 70% от закачиваемого объема)
- отсутствие ресурсов СО2 в районе размещения нефтяной залежи.
Вытеснение нефти при нагнетании СО2 происходит за счет действия следующих механизмов:
- изменение вязкости нефти и воды. Вязкость нефти значительно уменьшается, а воды – незначительно увеличивается. Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды и увеличению охвата пласта на 8-20%
- увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза (за счет ее обогащения СО2). Это способствует эффективному вытеснению нефти и доотмыву остаточной нефти. Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при разработке залежей легкой нефти.
-снижение межфазного натяжения на границе фаз нефть-вода, что улучшает смачиваемость пород водой и отмыв пленок нефти..
- образование угольной кислоты (Н2СО3) при растворении СО2 в воде, которая способная растворять некоторые виды цемента и карбонатные породы. Увеличивается проницаемость пород.
Механизм вытеснения нефти СО2 имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснением смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэф.вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Из-за того, что в пласте имеет место 3-хфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэф.охвата пласта воздействием выше при полном смешивании.
Нагнетание УВ (природных) газов и азота
Условия полного смешивания газов с нефтью достигается при более высоких Р по сравнению с СО2.УВ газ смешивается с нефтью при давлении порядка 25-35 МПа, а азот – 36-50 МПа. Азот легче смешивается с легкой нефтью, чем с тяжелой, и плохо растворим в воде. Коэф.извлечения нефти азотом ниже чем при использовании природного газа. Добавление СО2 к нагнетаемому природному газу или азоту заметно увеличивает нефтеотдачу. УВ газ в основном применяют для добычи легких нефтей и для доразработки нефтяных залежей после заводнения. Нагнетание обогащенного газа в основном реализуется на пластах рифового типа с легкой нефтью, на значительных глубинах (от 2600 м и выше), со значительной нефтенасыщенной толщиной (более 50 м) и пористостью более 0, 07 д.е.
Объем оторочки в успешных проектах составлял до 35-40% порового объема, а дополнительная нефтеотдача достигала 12-30% от начальных извлекаемых запасов.
Для выбора объекта применения газового и водогазового воздействия одних благоприятных геолого-физических параметров залежи недостаточно. Это касается в первую очередь уже разбуренных и обустроенных месторождений, так как при проектировании ВГВ необходимо решать задачу использования скважин, предназначенных по первоначальному проекту для добычи нефти с использованием системы стандартного заводнения.
Реализация ВГВ затруднена необходимостью переоборудования как нагнетательных, так и добывающих скважин, поскольку при ВГВ предъявляются повышенные требования к герметичности и давлению на устье этих скважин. В связи с повышенными требованиями к герметичности добывающих скважин, которые могут работать с высоким газовым фактором (1500-2000 м3/м3) и высоким давлением на устье (до 14 МПа), при выборе объекта для ВГВ необходимо ограничиться теми объектами, на которых добывающие скважины пробурены и построены по проекту, предусматривающему газлифтный способ добычи нефти.
Разработка ряда месторождений может осуществляться с такими осложнениями, как короткий безводный период и быстрый прорыв воды в добывающие скважины, низкие дебиты, выпадение в скважинах гидратов и парафинов. Применение методов газового и водогазового воздействия с ПНВРА позволит интенсифицировать их разработку, повысить конечную нефтеотдачу, исключить ряд осложнений (например, выпадение парафинов), наблюдающихся в добывающих скважинах при высокой обводненности и небольших дебитах.
При выборе объектов необходимо учитывать наличие доступных дешевых источников газа, ШФЛУ, ПНВРА. Попутный газ в достаточных объемах для закачки в пласт имеется не на всех залежах. Поставка его со стороны обходится дорого. В то же время есть районы, где имеется его значительный избыток и проблемы с его использованием, а также газоперерабатывающие заводы, которые являются источниками ШФЛУ. Месторождения, расположенные в таких районах, являются первоочередными объектами газового и водогазового воздействия.
Таким образом, при обосновании выбора объекта газового и водогазового воздействия необходимо учитывать следующие факторы:
• благоприятные геолого-физические характеристики залежи;
• наличие попутного газа или дешевых источников газоснабжения;
• наличие добывающих скважин, построенных по проекту, обеспечивающему высокую герметичность при высоких газовых факторах (до 2000 м3/м3);
• учет специфических для заводнения осложнений, которые могут быть устранены описанными методами газового и водогазового воздействия (низкая проницаемость коллектора, прорывы воды по трещинам);
• положительные технико-экономические показатели газового и водогазового воздействия, допускающие возможность конкуренции с заводнением.
Теория применения несмешивающегося ВГВ с использованием эффекта пенообразования
Применение технологии ВГВ требует наличия газа для закачки в пласт, строительства компрессорных станций и трубопроводных сетей для закачки газа, т.е. эти методы - достаточно дорогостоящие. При несмешивающемся вытеснении и применении пенообразующих агентов объем закачиваемого газа не должен превышать 20-30 % порового объема пласта. Такое количество газа можно создать в пласте в процессе частичного разгазирования нефти при снижении давления ниже давления насыщения. Такой процесс можно реализовать на нефтяных месторождениях в том случае, если давление насыщения нефти близко к пластовому давлению или если разработка залежи в первый период проводится без поддержания пластового давления. В этом случае в залежь следует закачать оторочку воды, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый агент - ПАВ или полимер (ПНВРА). Затем, после снижения давления, обеспечивающего выделение в пласте необходимого объема газа, который может быть удержан в пласте в виде пены, переходят на заводнение с поддержанием пластового давления на уровне несколько ниже давления насыщения нефти.
В глубокозалегающих месторождениях легких нефтей, характеризующихся повышенным газосодержанием и высокими давлениями насыщения, это количество газа можно получить путем очень незначительного снижения пластового давления ниже давления насыщения. Однако для того, чтобы удержать этот объем газа в пласте и создать в этом пласте процесс, приближающийся к ВГВ, после частичной разработки залежи на истощение и снижения давления ниже давления насыщения необходимо провести закачку оторочки воды, содержащей ПНВРА. Затем продолжают заводнение пласта такими темпами, чтобы поддерживать в пласте давление несколько ниже давления насыщения. При этом возможна и циклическая закачка воды.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему