Материал: Анализ водогазового воздействия на Ванкорском месторождении

использования углекислого газа получено 30 % нефти, оставшейся в пласте после заводнения, суммарная нефтеотдача равна 60 %.

Известны проекты по закачке СО₂ и углеводородных газов на месторождениях Хол-Гарни, RangelyWeberSandUnit в США. Установлена эффективность этих методов, но отмечен низкий охват пластов воздействием.

Мировой опыт подтверждает высокую привлекательность водогазового метода воздействия на пласт. Это вызвано тем, что технология сочетает все плюсы заводнения и нагнетания в пласт углеводородного газа. Так, этот метод

реализован на объектах США, Канады, России, Норвегии, Китая, Турция, Узбекистана, Великобритании и Алжира. Опыт показывает, что ВГВ в основном было реализовано на месторождениях с высокими пластовыми давлениями и температурами, с маловязкими нефтями и низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов. Обобщая зарубежный опыт отметим, что зарубежные технологии наиболее эффективны при нагнетании и создании большеобъемных оторочек водогазовой смеси, нагнетанием как газа, так и СО₂.

4. 1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   ...   14

Виды водогазового воздействия

Современная классификация технологий водогазового воздействиявключаетв себяследующиевиды:

• 
  попеременная закачка газа и воды;
  
• 
  одновременная закачка газа и воды;
  
• 
  последовательная закачка газа и воды.
  

Более распространенное направление ВГВ – это попеременная закачкаводы и газа в пласт, известная в мире как технология WAG (Water-Alternating-GasInjection).[4]При попеременнойзакачке– происходит закачкав пластвытесняющих агентов один за другим, но при этом объем оторочек каждого изнихвпластовыхусловияхнедолженпревышать10%отначальногонефтенасыщенногопоровогообъемадренируемойобластипласта.(Рисунок3.6)Рисунок3.6- ПопеременнаязакачкагазаиводыВ меньшей степени пока применяется другое направление - совместная(одновременная) закачка воды и газа в пласт, известное как технология SWAG(SimultaneousWaterandGasInjection).Совместнаязакачкагазаиводыосуществляется в пласт одновременно, образуя в результате водогазовую смесь.(Рисунок 3.7)Рисунок3.7ОдновременнаязакачкагазаиводыОднако совместная закачка газа и воды имеет ряд преимуществ передпопеременнойзакачкойводыигаза.Так,какпоказалпромысловыйопыт(месторожденияRangelyWeber,KuparukRiver,расположенныев

США,

месторождения Siri, Северное море,Joffre Viking в Канаде), совместная закачка воды и газа в виде водогазовой смеси (ВГС) предпочтительнее поочередной закачки агентов. На отдельных объектах месторождения Joffre Viking была использована как попеременная, так и совместная закачка воды и газа. На объекте, в который закачивалась водогазовая смесь, получена большая нефтеотдача по сравнению с объектом, на котором вода и газ закачивались в виде чередующихся оторочек. Кроме того, эксплуатация добывающих скважин на втором объекте была значительно осложнена резкими прорывами газа, при совместной закачке водогазовой смеси газ поступает на забой добывающей скважины более равномерно. В зависимости от давления закачки, компонентного состава газа и нефти процесс ВГВ может быть несмешивающимся, частично смешивающимся и смешивающимся.

Главным фактором, влияющим на эффективность совместной закачки воды и газа в пласт, является состав водогазовой смеси (ВГС). Было исследовано влияние содержания газа в водогазовой смеси на КИН и построены зависимости коэффициента вытеснения нефти от величины газосодержания в смеси. Как показано на рисунке 3.8, оптимальное газосодержание водогазовой смеси должно находиться в пределах 25-75%, при котором степень вытеснения нефти максимальна и не зависит от состава ВГС.




Рисунок 3.8 - Зависимость КИН от газосодержания водогазовой смеси

При последовательной закачке предполагают начало закачивания воды

после длительного нагнетания газа,илинаоборот.(Рисунок3.9)Рисунок3.9Последовательнаязакачкагазаиводы

5. 1   ...   6   7   8   9   10   11   12   13   14

Недостатки известных технологий

Попеременнуюзакачкуводыигазапредставляюткомпрессорнаяибескомпрессорная технологии водогазового воздействия. При коммпрессорнойтехнологии газ нагнетается в скважину с помощью компрессорной станции ( от2-3до10компрессороввысокогодавления)втечениенекотороговремени(обычно 2-3 мес), затем в скважину нагнетается вода посредством насоснойстанции. Это самый применяемый способ, но он имеет наибольшее количествонедостатковивпервуюочередьэкономическогоплана.Стоимостьодногокомпрессоравысокогодавления(самаяпростая компрессорнаястанция–это2-3компрессора)составляет2-3млн$USD.Высокуюстоимостьимеетгазопровод высокого давления (при закачке газа отсутствует гидростатическийнапор закачиваемого флюида в скважине) для закачки газа 35-40 Мпа и выше.Следуетотметитьповышеннуюопасностьвэксплуатациигазопроводавысокогодавления.Учитываявышеизложенное,можносделатьвывод,чтонецелесообразно применять эту технологию на небольшом опытном участке,так как капитальные затраты сверхвысоки. Кроме того компрессорная станциякаксложнаятехническаясистемачастонуждаетсявремонтеотдельныхэлементов,прерываяэтимпостоянство цикла закачки газа.Известна также бескомпрессорная технология с использованием газа изгазовых пластов. Ограничения в ее применении следующие: во-первых, не всемместорождениямсопутствуютвысоконапорныегазовыепласты,во-вторыхчастодавлениянаустьегазовых скважин(8,0-12,0МПа)недостаточнодлязакачкигазавнагнетательныескважины.