Газовые методы повышения нефтеотдачи пласта

Министерство образования Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет»

Курсовая работа

по дисциплине: «Физика пласта»

на тему: Газовые методы повышения нефтеотдачи пласта

Выполнил: ст. гр. НР-09(2) – Даутов Дамир

                         Проверила: Спиридонова В.Н.

                                             г. Нижневартовск 2012 г.

Содержание

1. Введение              3

2. Геологическая часть.              5

3. Технологическая часть.              8

5. Специальная часть.              17

6.  Заключение………………………………………………………………….. 24

7. Приложения…………………………...……………………………………25

Введение

Эффективность извлечения нефти из нефтеносных пластов современными, промышленно освоенными методами разработки во всех нефтедобывающих странах считается неудовлетворительной. Средняя конечная нефтеотдача пластов по различным странам и регионам составляет от 25 до 40 %, например, в странах Латинской Америки  и Юго-Восточной Азии нефтеотдача пластов составляет 24-27%, в Иране - 16-17%, в США, Канаде, Саудовской Аравии - 33-37%, в странах СНГ и России - до 40%, в зависимости от структуры запасов нефти и применяемых методов разработки. Остаточные или неизвлекаемые промышленно освоенными методами разработки запасы нефти достигают в среднем 55-75% от первоначальных геологических запасов нефти в недрах. Еще в более широком диапазоне (30 - 90%)  изменяются остаточные запасы нефти по отдельным разрабатываемым месторождениям, в зависимости от сложности строения и условий разработки.

Современные геологические запасы нефти во всех  известных месторождениях мира достигают более 500 млрд.т., из них более 300 млрд.т. относятся к категории неизвлекаемых современными промышленно освоенными методами разработки. Извлечение из остаточных запасов нефти 10-15% в среднем, или 30-40 млрд.т., возможно даже изучаемыми в нестоящее время методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому остаточные запасы нефти на разрабатываемых месторождениях представляют собой большой резерв для увеличения извлекаемых ресурсов и важную цель для применения методов увеличения нефтеотдачи  пластов.

Для нашей страны, больше других применяющей при разработке заводнение  нефтяных месторождений (до 72%), очень важное значение приобретает проблема извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Остаточные запасы нефти на месторождениях, находящихся на самой поздней стадии разработки (обводненность продукции выше 90%), огромны. Увеличить извлекаемые запасы нефти, снизить обводненность продукции, повысить или даже стабилизировать добычу на этой стадии - задача номер один для нефтедобывающей отрасли.

В настоящее время из известных и промышленно освоенных методов увеличения нефтеотдачи пластов для этой категории запасов пригодны несколько принципиальных методов, которые можно указать в порядке изученности и готовности к применению:

      водогазовые;

      физико-химические;

      микробиологические;

      волновые.

Все эти методы извлечения остаточных после заводнения запасов нефти могут применяться в виде различных модификаций. Они сопровождаются сложнейшими физико-химическими, газодинамическими, микробиологическими, гравитационно-сейсмическими процессами, большим риском получения неоптимальных результатов и требуют широких всесторонних исследований и промысловых испытаний, прежде чем их промышленно применять.

Извлекаемые запасы нефти и газа можно увеличить путем правильной расстановки скважин на залежи с учетом геологического строения пластов. Хорошие результаты получают при регулировании процесса стягивания контуров водоносности с целью повышения равномерности выработки различных частей залежи. Эффективность эксплуатации залежи улучшается путем воздействия на забой скважин с целью увеличения их дебитов и выравнивания профиля притока нефти и газа.

Названная группа методов, входящая в традиционные, не отражает сущность всех методов. Так тепловые виды воздействия на пласт трудно назвать новыми, их использовали еще с 30-х годов, как и традиционное заводнение. В том случае, когда тепловой метод реализуется на объектах, нефть которых по причине сверхвысокой вязкости не может быть извлечена другими способами разработки, он не является методом увеличения нефтеотдачи, а единственно возможным способом извлечения нефти.

Нетрадиционные методы разработки нефтяных месторождений, называются в дальнейшем методами увеличения нефтеотдачи пластов, делят в зависимости от того, каким образом достигаются эффекты, обеспечивающие улучшение условий вытеснения нефти на четыре группы:

1)     физико-химические;

2)     газовые;

3)     тепловые;

          4) гидродинамические.

В своей курсовой работе я рассмотрю газовые методы повышения нефтеотдачи пласта на Самотлорском месторождении.

Геологическая часть

Характеристика Самотлорского месторождения.

Самотлорское месторождение введено в разработку в границах лицензионного участка ОАО «ТНК - Нижневартовск» в 1976 г.

Промышленные запасы нефти по месторождению приурочены к пластам    АВ1, АВ11-2, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, БВ80, БВ81-2, БВ10, ЮВ.

Месторождение содержит 90,0 % НИЗ и 91,2 % ТИЗ предприятия.

Последний подсчёт запасов нефти с утверждением ГКЗ проводился в 1987 году (протокол 10333 от 25.12.1987 г.). Подсчёт запасов производился в целом по месторождению с последующим, при уточнении проекта разработки месторождения, распределением их между добывающими предприятиями с некоторой степенью условности. В настоящее время ведётся работа по пересчёту запасов по всему Самотлору, утверждение которой планируется в 2008 году.

Состояние запасов по месторождению на 1.02.2007 г. НИЗ - 455 млн. т.; ТИЗ - 255,3 млн. т., отбор от начальных извлекаемых запасов 43,9 %.

Разработка Самотлорского месторождения осуществляется согласно 2-х проектных документов: северная часть месторождения по “Дополнению к проекту пробной эксплуатации первоочередного участка Северной территории Самотлорского месторождения” утвержденному ЦКР Минтопэнерго в 1999г. протокол № 2494 и основная часть месторождения в соответствии с 3 вариантом, утвержденным ЦКР Минтопэнерго РФ в 1993г. в рамках “Дополнения к действующему проекту разработки Самотлорсгоко месторождения”.

По состоянию на 1.01.2006г. на Самотлорском месторождении пробурено 2363 скв., (70,5% от проекта), в том числе 1660 добывающих и 701 нагнетательная, 2 оценочных. Действующий фонд добывающих скважин- 1173, нагнетательных-144 скв. Фонд дающих продукцию-1120скв.(59,9%), неработающий фонд-747скв.(40%).

На Севере Самотлора пробурено 87скважин, в том числе 75 добывающих и 12 нагнетательных.

Достаточно высокие дебиты новых скважин в последние годы связаны с разбуриванием “свежих” запасов Северной территории месторождения. По состоянию на 1.01.2006г. на вновь пробуренных скважинах на Севере Самотлора с начала ввода добыто 1655тыс. т., в т.ч. за 2006г. - 824, 2тыс.т.

В 2006г. на Самотлорском месторождении введено 33 новых скважин при плане 27 скважин, добычи нефти составила 284,7т.т., с дебитом нефти - 54,6т/сут и обводненностью - 23,9%, в том числе на севере Самотлора введено 27скв., добыча нефти составило 273,1т.т., средней дебит нефти 60,7т/сут, обводенность 15,5%.

За 2006г. на Самотлорском месторождении добыта 5550,0т.т.нефти что на 205,8 т.т. выше уровня 2005г. и на 1.7т.т. больше уровней утвержденных бизнес-планом.

Самотлорское месторождение обеспечивает основной объем добычи по ОАО “ ТНК-ВР ”, который составляет 85,5% от общей добычи.

Характеризуя состояние системы заводнения  по основным продуктивным пластам Самотлорского месторождения, можно отметить следующее:

В настоящее время реализованная система заводнения проявила себя только при выработке запасов нефти, сосредоточенных в гидродинамически  связанных коллекторах.

Раннее допущенные нарушения в технологии разработки месторождения, существенное переконпенсация отборов за качкой, неадыкватность размещения действующих добывающих и нагнетательных скважин оказали краине отрицательные влияние на выработку запасов, по пластам группы АВ Самотлорского месторождения выработка запасов в 2 раза меньше обводненности по этим пластам. На Самотлорском месторождении проводится целенаправленное снижение закачки по всем разрабатываемым объектам, поскольку накопленная компенсация повсеместно составляло в 2, иногда в 3 раза выше необходимой.

Регулирование закачки воды совместно с другими методами по группе пластов АВ Самотлорского месторождения позволило замедлить темпы снижения добычи нефти, снизить темп роста обводненности продукции.

В настоящее время принимаются комплекс мер, направленных на стабилизацию добычи нефти, основными компонентами которого являются увеличение темпов извлечения углеводородов в низкопродуктивных отложениях путем системного гидравлического разрыва пласта (ГРП).

В целом, из практики применения ГРП на эксплуатационном объекте БВ10, это мероприятие является одним из наиболее эффективных мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов. 

                                             Технологическая часть

Методы смешивающегося вытеснения

К группе методов смешивающегося вытеснения от­носят вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами - угле­водородными газами: сжиженным нефтяным газом (преимущест­венно пропаном), сжиженным обогащенным газом (метаном со значительным количеством С-С), сухим газом высокого давления   (в основном метаном)  и сжиженным неуглеводородным газом - углекислым газом или двуокисью углерода.

При смешивающемся вытеснении с применением углекислого газа механизм вытеснения в значительной мере определяется со­стоянием двуокиси углерода в пласте. Двуокись углерода может находиться в пласте в жидком состоянии только при температуре ниже 32°С. В этом случае процесс вытеснения нефти жидкой двуокисью углерода характеризуется высокой степенью их вза­имной растворимости. При растворении жидкой двуокиси угле­рода в нефти существенно увеличивается объем нефти, умень­шается ее вязкость и снижается проявление капиллярных сил. Так, объем нефти при растворении в ней СО2 увеличивается на 1,5-3,7 раза, что вносит особенно большой вклад в повышение нефтеизвлечения при разработке залежей маловязкой нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной эффект достигается в результате увеличения коэффициентов вытеснения и заводнения вследствие уменьшения вязкости нефти. Причем вязкость нефти при смешивающемся вытеснении с СО2 снижается тем сильнее, чем выше ее начальное значение (табл. 6).

Каждый из методов смешивающегося вытеснения эффективен при определенных компонентных составах и фазовом состоянии нефти и давлении, при котором может происходить про­цесс смешивания. С учетом значений давления смешивания вытес­нение нефти газом высокого давления наиболее эффек­тивно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытес­нение обогащенным газом 10-20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода 8-14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять на залежах с глубинами залегания пластов более 1000-1200 м. Благоприятны также низ­кая вязкость пластовой нефти (менее 5 мПа*с) и относительно небольшая мощность пластов (10-15 м). Эти методы можно ис­пользовать при любой проницаемости пластов, но больший эффект достигается при низкой проницаемости, когда не удается реали­зовать более дешевый метод-заводнение.

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.