Газовые методы повышения нефтеотдачи пласта

Температурный режим вводит ограничения лишь при вытесне­нии нефти сжиженным пропаном - не более 96-97 °С, так как при более высокой температуре пропан переходит в жидкое со­стояние.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обога­щенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью - 60-70%, и более (табл. 6). Методы вытеснения сжиженным газом и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей нефтенасыщенности - 35-40%, что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате заводнения.

Методы вытеснения нефти смешивающимися с ней углеводородами.

Назначением этих методов является создание условий вытеснения нефти без проявления капиллярных сил. Вследствие этого нефть из охваченной воз­действием области вытесняется полностью. Достижение условий полного вы­теснения нефти возможно, если вытесняющий агент будет смешиваться с вы­тесняемой нефтью и образовывать с ней однородную фазу. Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную систему, то ее фазовое состояние опре­деляется давлением, температурой и со­ставом. Обычно это обстоятельство де­монстрируется тройной диаграммой со­стояний нефти с условным выделением в ней грех компонентов; метана (С), этана - гексана (С-С) (или этана - пентана), октана и всех остальных, бо­лее тяжелых компонентов (С+высш). Такое деление оправдывается тем, что в значительном диапазоне пластовых давлений и температур метан может находиться только в газообразном со­стоянии, а фракции С+высш.- только в жидком состоянии. Что же касается промежуточных фракций С-С6, то их фазовое состояние определяется конкрет­ными значениями температуры и давле­ния.

Пример тройной диаграммы состоя­ний смеси выделенных компонентов нефти приведен на рис. 2. На этой диаграмме выделяются пять характерных областей, каждая из кото­рых отражает определенное фазовое со­стояние и компонентный состав углево­дородных смесей. Диаграммы состояний позволяют также составить суждение относительно взаимной смешиваемости

углеводородов, принадлежащих к различным областям. Условия взаимной смешиваемости углеводородов и являются основными теоретическими пред­посылками применения ряда разновидностей процесса вытеснения нефти сме­шивающимися с ней углеводородами.

Вытеснение нефти сухим газом высокого давления

Этот метод основан на том, что нагнетаемый в пласт газ, состав кото­рого соответствует области 1 на рис. 1, может смешиваться с нефтью, если ее состав характеризуется составом области 5. В процессе вытеснения нефти сухим газом в области двухфазного течения промежуточные фракции С-С переходят из нефти в газ. Обогащение нагнетаемого газа, который обычно состоит в основном из метана, происходит в соответствии с кривой АК насыщенных паров до достижения критического состава К. В тех частях двухфазной области течения, где газ обогащается до критического состояния, граница раздела между фазами исчезает, а нефть и газ становятся полностью взаиморастворимыми. Зона смеси постепенно растет по мере того, как уве­личивается объем обогащенного газа. Обогащение нагнетаемого газа происходит за счет потери нефтью промежуточных фракций. Вследствие этого нефть становится более тяжелой и вязкой, а вытеснение ее газом становится все менее эффективным. В процессе последующего контактирования этой нефти с нагнетаемым газом значительная часть этой оставшейся за фронтом вытеснения нефти испаряется. Полагают, что в конце концов в зоне, через которую проследовал фронт смешивающегося вытеснения, остается примерно 5 % нефти, представленной в основном асфальтенами и другими, неиспаряю­щимися компонентами.

Схема процесса вытеснения нефти сухим газом высокого давления изо­бражена на рис. 2.

Метод предназначен для разработки месторождений легких нефтей со значительной концентрацией промежуточных компонентов С-С. Вытесне­ние нефти газом высокого давления рекомендуется внедрять на начальной стадии разработки месторождения. Важный параметр осуществления эффективного процесса вытеснения нефти сухим газом - уровень пластового давления. С увеличением давления уменьшается объем двухфазной области и, следовательно, улучшаются ус­ловия смешиваемости нагнетаемого газа с пластовой нефтью. Считается, что для достижения условий смешиваемости нагнетаемого газа с нефтью тре­буется пластовое давление свыше 21 МПа.

Использование метода нагнетания в пласт газа высокого давления обус­ловливает высокий коэффициент вытеснения нефти. Однако из-за неблаго­приятного соотношения вязкостей нагнетаемого газа и вытесняемой нефти охват процессом вытеснения нередко оказывается ниже, чем при заводнении. Это обстоятельство в значительной мере снижает эффективность его приме­нения. С целью повышения коэффициента охвата процессом вытеснения нефти добываемый газ может вновь закачиваться в пласт. Такая рецирку­ляция газа позволяет увеличивать коэффициент охвата за счет увеличения объема прокачиваемого через пласт газа. Следует также иметь в виду, что с увеличением давления растет вязкость газа и улучшается соотношение подвижностей. Это тоже относится к преимуществам применения метода при высоких уровнях пластового давления.

Так как при реализации метода в пласте могут одновременно фильтро­ваться газ и жидкость, то возможно проявление гравитационной сегрегации. Ухудшение охвата процессом смешивающегося вытеснения вследствие сегре­гационных явлений характерно для высокопроницаемых сравнительно одно­родных пластов большой мощности. Поэтому в таких пластах обычно не рекомендуют применять метод вытеснения нефти сухим газом высокого дав­ления. Имеются предложения о нагнетании вместе с газом воды с целью снижения потерь нефтеотдачи вследствие неблагоприятного соотношения вязкостей нагнетаемого газа и вытесняемой нефти. Полезность этого меро­приятия очевидна, так как в условиях несущественного влияния сегрегацион­ных явлений охват процессом вытеснения нефти газом может быть того же порядка, что и при заводнении. Следует лишь иметь в виду то обстоятель­ство, что соотношение объемов нагнетаемых газов и воды должно подби­раться таким образом, чтобы фронт перемещения водогазовой смеси отста­вал от зоны смешивающихся углеводородов, как показано на рис. 2.

Вытеснение нефти обогащенным газом

Метод вытеснения нефти сухим газом не применим в случае, если пла­стовая нефть имеет состав, соответствующий составу области 3. Согласно изображенной на рис. 1 тройной диаграмме нефти области 3 могут смешиваться с углеводородами, состав которых соответствует составу области 4. Это обстоятельство и является основной теоретической предпосылкой метода вытеснения нефти газом, содержащим значительные количества про­межуточных фракций С - С. Отличительная особенность этого метода свя­зана с тем, что промежуточные фракции переходят из закачиваемого газа в нефть, постепенно обогащая ее. Процесс обогащения нефти происходит в соответствии с кривой насыщенной жидкости ВК (см. рис. 1). Обогащен­ная таким образом промежуточными фракциями нефть смешивается как с пластовой нефтью, так и с закачиваемым газом. Возникающая зона смеси обеспечивает полное вытеснение нефти. По мере увеличения объема закачан­ного в пласт обогащенного газа растет и объем зоны смеси. Обычно в целях экономии дорогостоящих промежуточных фракций обогащенный газ закачи­вается в объеме примерно 10- 20 % от порового объема, после чего создан­ная оторочка обогащенного газа и зона смеси проталкиваются по пласту бо­лее дешевыми агентами - сухим газом или сухим газом и водой. Схема вы­теснения нефти обогащенным газом изображена на рис. 3.

Обогащение газа может быть осуществлено путем добавки этана, про­пана, бутана. В некоторых случаях процесс смешивающегося вытеснения мо­жет быть достигнут нагнетанием в пласт попутного газа после сепарации. Чаще всего в качестве обогащающего агента применяется пропан. Концен­трация обогащающих компонентов в нагнетаемом газе для обеспечения усло­вий смешиваемости зависит от состава нефти, пластового давления и темпера­туры. При использовании пропана во многих геолого-промысловых условиях для обеспечения смешиваемости последнего с пластовой нефтью концен­трация его в нагнетаемом газе должна составлять примерно 20 - 50 % при пластовом давлении 10-21 МПа. Концентрация обогащающего компонента, необходимая для обеспечения смешиваемости нагнетаемого газа с пластовой нефтью, уменьшается с увеличением пластовых температуры и давления.

Метод предпочтительно применять на месторождениях нефти малой вяз­кости (до 5-10 мПа*с) и малой плотности (до 0,88 г/см3). С уменьшением содержания в нефти промежуточных компонентов приходится считаться с не­обходимостью увеличения расхода дорогостоящего обогащающего компо­нента.

Применение метода нагнетания в пласт обогащенного газа, как и газа высокого давления, характеризуется высоким коэффициентом вытеснения нефти. Однако неблагоприятное соотношение подвижностей требует меро­приятий по улучшению охвата процессом вытеснения, среди которых следует отметить предложения о нагнетании вместе с газом воды. С целью предот­вращения потерь нефтеотдачи вследствие гравитационной сегрегации метод вытеснения нефти обогащенным газом рекомендуется применять в маломощ­ных пластах с низкой проницаемостью. По этой же причине рекомендуется осуществлять там, где это позволяет геологическое строение залежи, нагнетание газа в верхние части структуры, а вытеснять нефть - в ниж­ние.

Вытеснение нефти сжиженными нефтяными газами

Из диаграммы, представленной на рис. 1, следует, что с увеличением содержания промежуточных компонентов в нагнетаемом агенте улучшаются условия его смешиваемости с пластовой нефтью. Если нагнетаемый агент будет полностью состоять из промежуточных компонентов, то он будет сме­шиваться с пластовой нефтью без ее обогащения промежуточными компонен­тами, что и является теоретической основой применения метода нагнетания в пласт жидких углеводородов, которые называют в этом случае раствори­телями. В качестве растворителей могут применяться сжиженные углеводо­родные газы (этан, пропан, бутан), нестабильный бензин, широкие фракции легких углеводородов, получаемые при стабилизации и переработке нефти, керосин, газовый конденсат, органические спирты и т. п., однако чаще всего используется пропан. Обычно с целью экономии в пласте создается ото­рочка из растворителя, которая затем проталкивается газом или газом и во­дой. В случае перемещения оторочки растворителя газом и водой соотноше­ние объемов их нагнетания должно быть таковым, чтобы вода отставала от фронта вытеснения растворителя газом. Оторочка растворителя обычно со­ставляет 2-10 % от перового объема пласта. При этом с увеличением неод­нородности пласта увеличивается и необходимый объем оторочки раствори­теля. Перемещающаяся по пласту оторочка вытесняет впереди себя нефть, при этом между оторочкой и вытесняемой нефтью образуется переходная зона перемешивания нефти и растворителя. Если растворитель нагнетается в предварительно заводненный пласт, то оторочка растворителя вытесняет воду и нефть. Обычно подвижность воды больше подвижности нефти, потому вода движется быстрее к добывающим скважинам. Вследствие этого обра­зуется вал нефти. Схема процесса вытеснения нефти оторочкой растворителя из предварительно заводненного пласта приводится на рис. 4. В случае применения метода с начала разработки месторождения вал нефти (зона 6) будет отсутствовать, а в зонах 2-5 и 7 фильтрация будет происходить при наличии погребенной воды.

Метод вытеснения нефти сжиженными нефтяными газами рекомендуется применять в диапазоне пластовых давлении 8-14 МПа. При таких давле­ниях обеспечивается сохранение растворителя (пропан, бутан) в жидком со­стоянии, а также его смешиваемость с проталкивающим газом, если в каче­стве такового используется природный газ. Метод нельзя использовать на месторождениях, где пластовая температура превышает 96-97 °С, так как при этих температурах пропан будет находиться в газообразном состоянии вне зависимости от величины пластового давления.

Важное преимущество процесса вытеснения нефти сжиженными нефтя­ными газами перед процессом вытеснения нефти сухим и обогащенным га­зами заключается в том, что он может быть осуществлен при более низких пластовых давлениях, т. е. в менее глубокозалегающих пластах. Нагнетае­мый растворитель вытесняет практически всю нефть из охваченных процес­сом вытеснения частей пласта. Однако применение метода вытеснения нефти оторочкой пропана связано с проблемами повышения охвата процессом вы­теснения. Поэтому его рекомендуется использовать на месторождениях нефти малой вязкости (не более 5-10 мПа*с), со сравнительно маломощ­ными пластами (до 8-10 м) и низкими проницаемостями (менее 5*1014 м).

Метод вытеснения нефти углекислым газом

Смешивающееся вытеснение может быть достигнуто путем нагнетания в пласт таких неуглеводородных газов, как углекислый газ. Углекислый газ, или двуокись углерода, при положительных температурах может находиться в жидком или газообразном состоянии. При превышении критической темпе­ратуры, равной   31 °С, двуокись углерода может находиться только в газо­образном состоянии. Чаще всего геолого-промысловые условия применения двуокиси углерода таковы, что в пласте она представляет собой газ. Вместе с тем возможны и такие условия, когда двуокись углерода в пласте будет находиться в жидком состоянии.

Механизм увеличения нефтеотдачи в значительной мере определяется состоянием двуокиси углерода в пласте. Процесс вытесне­ния нефти жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их взаимной растворимости. При растворении двуокиси углерода в нефти про­исходит существенное увеличение объема нефти, снижение ее вязкости, уменьшение проявления капиллярных сил. Все это приводит к повышению степени вытеснения нефти. Этому же способствует образование в окрестно­стях фронта вытеснения нефти вала легких углеводородных фракций, экстра­гированных из нефти двуокисью углерода. Обычно рекомендуется применять технологию вытеснения нефти оторочкой жидкой двуокиси углерода, протал­киваемой по пласту водой. Благодаря тому, что двуокись углерода хорошо растворяется в воде, в задней части оторочки образуется зона карбонизиро­ванной воды, предотвращающая разрушение этой оторочки.

Как уже отмечалось, обычно нагнетаемая двуокись углерода в пласте находится в газообразном состоянии. В этом случае процесс вытеснения нефти напоминает описанный выше процесс вытеснения нефти газом высокого давления. При нагнетании углекислого газа образуется зона смеси за счет перехода углеводородных компонентов нефти в углекислый газ. Следует отметить, что углекислый газ характеризуется значительно большей глубиной экстракции углеводородов из нефти, чем метан, и поэтому может смеши­ваться с нефтями, содержащими незначительное количество промежуточных компонентов. Важно также и то обстоятельство, что требуемое для обеспече­ния условий смешиваемости углекислого газа с нефтью давление значительно меньше (в 1,5 раза и более), чем в случае применения сухого газа. Поэтому метод вытеснения нефти углекислым газом можно применять на месторож­дениях нефти со средней и малой вязкостью (с плотностью меньше 0,9 г/см3) и с давлением выше 10,5 МПа.

Вязкость углекислого газа в 2-4 раза выше вязкости сухого газа, что тоже относится к определенным преимуществам метода вытеснения нефти: углекислым газом. Вместе с тем соотношение подвижностей и при этом методе часто остается неблагоприятным. В этой связи предлагается чередовать закачку углекислого газа и воды. Наиболее эффективная технология приме­нения метода вытеснения нефти углекислым газом предусматривает объем порции газа, равный 5-6 % от порового объема пласта. Оторочка проталки­вается по пласту путем закачки поочередно воды и углекислого газа, пока накопленный объем закачанного газа не составит 15-20 % от порового объема пласта. После этого переходят на непрерывную закачку воды.

Схема такого процесса вытеснения нефти углекислым газом приведена, на рис. 5.

Метод вытеснения нефти углекислым газом в значительной мере испытан в промысловых условиях. С ним связываются перспективы повышения неф­теотдачи пластов, в том числе карбонатных, содержащих нефти малой вяз­кости. В настоящее время в ряде нефтедобывающих стран этот метод находится на стадии промышленного освоения.

При применении метода следует иметь в виду необходимость решения проблемы защиты оборудования и скважин от коррозии в результате воз­действия углекислоты.

Площадная закачка газа или воздуха

Площадную закачку газа (воздуха) применяют на истощенных пластах с понижен­ной проницаемостью и низкой газонасыщенностью. Обводнен­ность пластов не должна превышать 60 % во избежание неоп­равданно больших удельных расходов газа на 1 т дополни­тельно добытой нефти. Высокая газонасыщенность пласта неблагоприятна для закачки газа (воздуха), так как вызывает проскальзывание рабочего агента и повышение его удельного расхода. При высокой вязкости пластовой нефти площадная закачка газа становится малоэффективной, так как происходит прорыв газа к добывающим скважинам по более высокопрони­цаемым участкам пласта.