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%.

Для нагнетания газа в нефтяные залежи для ППД использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха прекращено вследствие многих отрицательных последствий (окисление нефти, увеличение се плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких углеводородных растворителей, возникает новая и не менее трудная проблема извлечения из недр застревающего в порах пласта дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.

В настоящее время ограничились применением углеводородного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.

Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м³) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа – 15-20 МПа (для сравнения сжиженного – 8-10 МПа). С улучшением смесимости повышается нефтеотдача.

Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать: 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); глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано; однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины; гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспериментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффициент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте свободного газа на величину предельной газонасыщенности (10-15%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (25-75 %). Продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30 сут. Совместная закачка трудноосуществима по техническим причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.).

Компрессоры, необходимые для осуществления ППД, подбираются в соответствии с давлением на устье и общим расходом нагнетаемого газа.

При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого давления его можно эффективно использовать для ППД. Это приводит к большому сокращению капитальных вложений, так как отпадает необходимость в строительстве компрессорных станций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть использован не только сухой углеводородный газ, но и углекислый газ – CO₂, если имеются его источники.

Использование углеводородного и углекислого газов более предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами.

Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.

Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход и энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа.

Особенно просто выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора.

Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьшением отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в скважине и снижается или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в которую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 2193; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!