Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

10.2. Вытеснение нефти углеводородными газами
.
В настоящее боль-
шое внимание уделяется утилизации попутного нефтяного газа. Одним из 
способов использования попутного газа является применение его в каче-
стве реагента закачиваемого в нагнетательные скважины с целью увеличе-
ния коэффициента вытеснения нефти.
Для увеличения нефтеотдачи применяются: углеводородный сухой газ, 
газ высокого давления, обогащенный газ и газоводянная (водогазовая) 
смесь. При использовании сжиженных углеводородных газов и других 
жидких углеводородных растворителей в качестве вытесняющего агента, 
возникает другая проблема извлечения из пласта оставшегося там раство-
рителя, цена которого может значительно превышает стоимость нефти.
Вытеснение нефти реагентом может быть несмешивающимся или сме-
шивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа

---

с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легких нефтей 
(плотность дегазированной нефти менее 800кг/м
3
). Давление нагнетания 
сухого углеводородного газа 25МПа и более, давление обогащенного газа 
15–20МПа .
При смешивании (растворении) газа с нефтью вязкость нефти умень-
шается, увеличивается подвижность нефти, дебиты (см. Приложение 1, 
формула Дюпюи), и в конечном счете, нефтеотдача. 
Основные критерии эффективности процесса закачки углеводородного 
газа следующие [3]:
1) Углы падения пластов: при углах падения более 15
0
закачивают газ
в сводовую часть залежи; при меньших углах – площадная закачка (в по-
логих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти). 
2) Глубина залегания пласта: при малых глубинах и больших давлениях 
нагнетания возможен прорыв газа в вышележащие пласты; при больших 
глубинах залегания требуются высокие давления нагнетания, что не всегда 
технически осуществимо и экономически целесообразно; 
3) однородность пласта по проницаемости и невысокая вязкость нефти, 
при разных проницаемостях прослоев может произойти прорыв газа в до-
бывающие скважин; 
4) гидродинамическая замкнутость залежи, что исключает утечки зака-
чиваемого газа. 
Приемистость скважин устанавливается опытным путем, либо по фор-
муле дебита газовой скважины, умножая расчетное значение на опытный 
коэффициент. Для поддержания давления на существующем уровне общий 
расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, воды
и газа, приведенных к пластовым условиям. Забойное давление вычисляет-
ся с учетом потерь давления на трение и давление столба газа. Обычно 
давление нагнетания на 15–20% выше пластового давления.
Для слоистого пласта, состоящего из прослоев разной проницаемости, 
возможны преждевременные прорывы газа по высокопроницаемым про-
пласткам, что резко снижает эффективность вытеснения. Прорывы газа
определяют посредством контроля газового фактора и изменения химиче-
ского состава газа. Для предупреждения прорыва газа уменьшают отбор 
жидкости из скважин, вплоть до остановки их, снижают объем закачивае-
мого газа, вместе с газом закачивают жидкость.