Технология МУН на основе закачки газа высокого давления и водогазового воздействия
Разработанные и внедренные пять модификаций газового и водогазового воздействия на Самотлорском месторождении (1984-1991гг) представляют последовательную и попеременную закачку углеводородного газа (газ 1-ой стадии сепарации) и воды из системы ППД. Закачка газа производится компрессорными станциями под давление 23,0 — 29,0 МПа.
Технологии последовательной закачки газа и воды проявили себя как высокоэффективные способы повышения нефтеизвлечения применительно к низкопроницаемым и сильно заглинизированным объектам типа БВ10 и АВ11 ("рябчик"). Прирост нефтеотдачи по сравнению с заводнением достигает 17-19% от геологических запасов.
Технологии попеременной закачки газа и воды в достаточной степени эффективны для сильно неоднородных и прерывистых коллекторов (пласты типа АВ1 и АВ2). Приращение коэффициента нефтеотдачи по сравнению с заводнением достигает 9-15%.
Технологии попеременной закачки газа и воды могут достаточно эффективно использоваться на высокопроницаемых, однородных объектах, имеющих как первоначально чисто нефтяные, так и обширные водонефтяные зоны. Прирост нефтеизвлечения по сравнению с заводнением составляет 4,5 — 7,5%.
За счет внедрения модификаций газового и водогазового воздействия на участке пластов БВ10, БВ8, АВ2-3, АВ13 и АВ11 Самотлорского месторождения (геологические запасы нефти — 22,4 млн.тн.) дополнительно добыто 2,2 млн.тн. нефти. Средний коэффициент нефтеотдачи составил 0,59.
Технология ВГВ представляет совместную закачку воды из системы ППД и углеводородного газа из газлифтной системы.
Смешение углеводородного газа и воды осуществляется специальным ультразвуковым газогидродинамическим смесителем, устанавливаемым на систему ППД.
Газ, диспергируясь пузырьками в водной фазе размером 2-4 мкм, образует устойчивую систему в заданном временном диапазоне 3-20 суток. Тонкодисперсная пенная система, обладая вязкостью 3-4 сПз., воздействует на пласт с параметрами полимерного заводнения, Затем эта система распадается на воду и углеводородный газ. До этого разложения система воздействует с многочисленными эффектами Жамена, где прирост коэффициента охвата воздействием может достигать 0,12-0,18. После распада система газ сегрегирует в прикровельную часть пласта, где снижает вязкость нефти и увеличивает ее подвижность. Этим дополнительно увеличивается коэффициент охвата воздействием.
Технология ВГВ относится к методам ПНП третьего поколения. Прирост коэффициента нефтеотдачи оценивается в 8-12% [1]. Технология имеет следующие ограничения:
- наличие газлифтной системы с давлением 10,0-10,5 МПа;
- наличие высокопроницаемых пластов со значительными прикровельными запасами (типа АВ4-5 и БВ8 Самотлорского месторождения) .
По всем вопросам адаптивности данной технологии вы можете обратится в НИИ "СибГеоТех" к Трофимову Александру Сергеевичу e-mail: Этот адрес e-mail защищен от спам-ботов. Чтобы увидеть его, у Вас должен быть включен Java-Script
1. Водогазовое воздействие на Самотлорском месторождении: монография / А. С. Трофимов, И. Е. Платонов, С. В. Мигунова. - СПб., 2009 (Санкт-Петербург) . - 191 с.
2. Разработка методов регулирования газового и водогазового воздействия. Галлиев Ф.Ф. (ЗАО Нижневартовскнефтеотдача), Гусев С.В. (ОАО СибНИИНП), Мигунова С.В., Платонов И.Е. (Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет), Трофимов А.С. (НИИ СибГеоТех) Вестиник недропользователя. № 17. 2007
3. Протокол ЦКР защита технологии водогазового воздействия
Добавить в любимые (0) | Просмотров: 36681 Ваш коментарий будет первым |
 |
Только зарегистрированные пользователи могут оставлять коментарии.
Пожалуйста зарегистрируйтесь или войдите в ваш аккаунт.