Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Газовые методы:
В настоящее время ограничились применением углеводород­ного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.
Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких неф­тей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м³) при дав­лении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа 15-20 МПа (для сравнения сжиженного  8 10 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 и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнета­тельных скважин).
Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать: 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); глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глу­бине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано; однородность пласта по проницаемости и невысокую вяз­кость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная не­устойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины; гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.
Для нагнетания можно использовать нефтяной газ, природ­ный газ соседних газовых месторождений или газ из магист­ральных газопроводов. Приемистость скважин устанавливают опытно или оцени­вают по формуле дебита газовой скважины, умножая расчет­ное значение на опытный коэффициент. Для поддержания дав­ления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, газа и воды, при­веденных к пластовым условиям. Разделив общий расход на приемистость одной скважины, можно определить число газо­нагнетательных скважин. Обычно давление нагнетания на 1520 % выше пластового давления.
Преждевременные прорывы газа резко снижают эффектив­ность процесса вытеснения и увеличивают энергетические за­траты. Их выявляют путем контроля за газовым фактором и химическим составом газа. Для предупреждения прорывов газа уменьшают отборы жидкости из скважин вплоть до остановки тех, в которых отмечается прорыв, снижают объем нагнетае­мого газа, вместе с газом закачивают жидкость, проводят цик­лическую закачку газа и др.
Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспери­ментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффи­циент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте сво­бодного газа на величину предельной газонасыщенности (1015%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (2575 %).