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%.

Технология и техника тепловых МУН.

Сущность: наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций.

Объекты применения:

1)залежи высоковязкой смолистой нефти

2)залежи нефтей, обладающей неньютоновскими свойствами

3) залежи с T_пласт равной температуре насыщения нефти парафином

Виды тепловых воздействий:

1. теплофизические (закачка воды, пара, пароциклические обработки )

2. термохимические (внутрипластовое горение)

Закачка пара

Эффективный рабочий агент- насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со свойствами:

1. Высокая энтальпия.

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

В процессе вытеснения пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скв., расположенные внутри контура нефтеносности.

В пласте образуются 3зоны:

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с пределами температур 400-200 °С, в которой происходит дистилляция нефти и перенос их по пласту.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от 200 °С до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

Недостатки:

1) необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов;

2) обработка воды хим. реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов;

3) охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении;

4) глубина не более 800—1000 м;

5) снижение продуктивности пластов из-за диссоциации карбонатных пород.

Закачка горячей воды

С ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей нагнетают в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя до кипения.

Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина.

После предварительного разогрева ПЗП и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды.

Пароциклическая обработка

В скважину закачивают в течение 15-25суток пар в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют 3-5мес. Обычно бывает 5-8 циклов за 3-4 года.

Применяемое оборудование: парогенераторная или водогрейная установка, поверхностные коммуникации, устьевое и внутрискважинное оборудование.

Внутрипластовое горение.

Образование и перемещение по пласту высокотемпературной зоны небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха. Метод для залежей глубиной до 1500 м.

В качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой. Выгорает 5-25% запасов нефти .

Виды горения по направлению движения окислителя:

1) прямоточный процесс ( движение зоны горения и окислителя совпадают);

2) противоточный процесс (зона горения движется навстречу потоку окислителя).

Различают:

Сухое горение- подача окислителя атмосферного воздуха, не содержащего водяных паров

Влажное горение - на1 м³ добавляется 1 литр воды

Сверхвлажное горение-содержание воды доводится до 5литров.

Инициирование горения можно осуществить:

1) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом;

2) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на 2 концентричных рядах труб;

3) использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ;

4) подачей катализаторов окисления нефти.

Недостатки. Необходимость:

1) утилизации продуктов горения,

2) обеспечения безопасного ведения работ,

3) предотвращения выноса песка, образования песчаных пробок, водонефтяных эмульсий, коррозии.