Газовые методы поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи

Закачка воды для ППД имеет отрицательные последствия при малой проницаемости пород, наличии в пласте набухающих в воде глин и, как следствие, недостаточной приемистости нагнетательных скважин. В последние два десятилетия широкое развитие получили технологии извлечения нефти с применением углеводородных газов, водогазовых смесей и диоксида углерода. В настоящее время за рубежом реализуется около 170 различных модификаций газового воздействия. Опытно-промышленные работы по закачке газа в нефтяные пласты на месторождениях СНГ выявили значительные сложности в техническом обеспечении этого метода, что явилось основным фактором, сдерживающим масштабное применение газовых методов в нефтедобыче. При большой глубине залегания требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано, поскольку процесс компремирования газа даже при современном уровне развития техники является весьма энергоемким, а его КПД остается низким.

Различают два процесса вытеснения нефти: несмешивающийся и смешивающийся (без границ раздела фаз). При несмешивающемся вытеснении нефти для предупреждения преждевременного прорыва газа в добывающие скважины нагнетание газа производят в сводовую часть при углах падения пластов более 15. Залежь должна быть гидродинамически замкнута и однородна по проницаемости.

Смешиваемость газа с нефтью в пластовых условиях повышает нефтеотдачу, но для этого требуется высокое давление нагнетания сухого газа (25 Мпа), которое можно снизить закачкой обогащенного газа (до 15 МПа). Такая технология наиболее эффективна при площадной закачке в пологих структурах, где гравитационное разделение газа затруднено.

В целях повышения эффективности и технологичности метода остаточную нефть вытесняют, закачивая водогазовую смесь (ВГС). Закачиваемый газ движется в пористой среде при совместимом, четочном (пробковом) режиме движения с водой. При использовании вытесняющих агентов, отличающихся по вязкости, фронт вытеснения нефти выравнивается. Закачка ВГС приводит к снижению приемистости водогазонагнетательных скважин и обводненности добываемой продукции. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого агента должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, приведенных к пластовым условиям. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение. Преждевременные прорывы газа резко снижают эффективность процесса и увеличивают энергетические затраты. Для их предупреждения организуют контроль за газовым фактором и химическим составом газа и уменьшают отбор жидкости из добывающих скважин.

Метод позволяет использовать попутный нефтяной газ, газ близлежащих газовых месторождений или газ из магистральных газопроводов.

Высокой способностью смешиваться с нефтью и водой обладает диоксид углерода (СО₂). Углекислый газ при температуре выше 31 С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Жидкая фаза, образующаяся при температуре ниже 31 С, при снижении давления до 7,2 МПа и менее может переходить в газовую фазу. Углекислый газ хорошо смешивается с пластовыми флюидами, что способствует их объемному расширению в 1,5−1,7 раз, снижению вязкости и капиллярных сил. Коэффициент вытеснения нефти может достигать 0,95, однако, так как СО₂ — маловязкий агент, особенно в условиях неоднородности залежи, возможно значительное снижение коэффициента нефтеохвата. СО₂ закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном или жидком состоянии (карбонизированная вода концентрацией 5−10%) в виде оторочки. Оптимальный объем оторочки СО₂ составляет 0,2−0,3 объема пор. Для повышения эффективности закачки оторочки чередуются проталкиванием водой при соотношении СО₂ и воды 0,25: 1. Кроме заводнения, для уменьшения преждевременного прорыва СО₂ необходимо нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит от применяемой технологии.

Источниками получения СО₂ могут быть природные залежи углекислого газа (Астраханское и Семивидовское месторождения), ТЭЦ, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические производства. Область применения метода зависит от ресурсов природного СО₂, так как потребности в нем (до 2000 м³ на 1 т добычи нефти) практически невозможно удовлетворить за счет отходов химического производства. При реализации метода возникают проблемы утилизации СО₂ и повторного его использования, предотвращения коррозии труб и нефтепромыслового оборудования.