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 и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин).

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.

Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природный

газ соседних газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов. Технологическая схема нагнетания сухого нефтяного газа приведена на рис. 7.9.

При использовании природного газа очистка и подготовка его проводятся на газовом промысле, как и для магистрального транспорта.

Рис. 7.9. Технологическая схема закачки нефтяного газа. I - продукция нефтяных скважин; II - газ в нагнетательные скважины; III - газ на местное потребление; IV - нефть потребителю; V - вода;

1 - сепаратор высокого давления; 2 - газоочиститель (от воды и мехпримесей); 3 - компрессор высокого давления (компрессорная станция); 4 -установка комплексной подготовки нефти; 5 - отбензинивающая установка (газоперерабатывающий завод); 6 - компрессор низкого давления

Приемистость скважин устанавливают опытным путем или рассчитывают 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, газа и воды, приведенных к пластовым условиям разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газонагнетательных скважин. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение и давление столба газа. Обычно давление нагнетания на 15-20% выше пластового.

Преждевременные прорывы газа резко снижают эффективность процесса вытеснения и увеличивают энергетические затраты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетаемого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят циклическую закачку газа.

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