Рис. 1

Улучшение технологии газовых МУН
Алексей Нелаев,
ТюмГНГУ
Научный руководитель: Сергей Грачев,
Д. т. н., профессор, зав. Каф. «Разработки и эксплуатации
нефтяных и газовых месторождений»
1
1. Причины для исследования
• КИН* в России значительно ниже, чем в других
нефтегазодобывающих странах, несмотря на
растущий спрос на нефть
• газовое заводнение зарекомендовало себя как
один из лучших МУН**, но не применяется в
России ввиду мылах объемов исследований и
доказанности эффективности
• для России критериев по применению этого
метода не разработано
*КИН=Qдобытые/Qизвлекаемые
**МУН-методы увеличения нефтеотдачи
2
Рис. 1 – Динамика
трудноизвлекаемых запасов и
нефтеотдачи месторождений
России
3
Рис. 2 – Тенденция в мировом
спросе не нефть
Рис. 3 – Разработка месторождения Вейбурн – история
и прогнозы (1954-2030)
4
5
Рис. 4 – Проекты по применению газовых МУН (СО2)
на мировой карте
2. Цели исследования
 Доказать эффективность применения газовых МУН
на породах России
 Разработать критерии эффективного применения
данного МУН
 Найти связь между пропорциями воды и газа,
закачиваемыми в пласт и эффективностью добычи,
что позволит улучшить существующие газовые
МУН
6
3. Выбор газа
Особенности СО2:
• заставляет нефть разбухать
• уменьшает вязкость нефти
• увеличивает плотность нефти
• растворим в воде
• может испаряться и извлекать дополнительное количество нефти
• достигает смешивания при давлении от 100 до 300 атм.
• уменьшает плотность воды
• уменьшает поверхностное натяжение между водой и нефтью
7
4. Выбор метода
Есть 3 основных метода газового воздействия:
• закачка чистого СО2
• цикличная закачка
• водогазовое воздействие
В связи с большими требуемыми объемами
газа, было решено использовать закачку воды с
растворенным в ней газом.
8
5. Results
Результаты скомбинированы из результатов
лабораторных
исследований,
результатов
программирования и аналитических результатов:
• лабораторные результаты были проведены на
установке TBP-804
• программирование было выполнено на языке
программирования Visual Basic
• литературные источники даны в «Списке
использованной литературы»
9
5.1. Лабораторные результаты
Лабораторные результаты были проведены на
установке TBP-804. Исследование заключалось в
фильтрации воды или водогазовой смеси через
образец породы оценки коэффициента вытеснения
при каждом типе воздействия.
10
11
Рис. 4 – Базовая система
12
Рис. 5 – Система с газовой опцией
13
Рис. 6– TBP-804
Вытесняющие агенты
 Вода
 Водогазовая смесь в пропорции
 Газ (CO2)
14
Параметры керна и коэффициент
вытеснения
Параметры
керна
Проницаедо 600
мость, mD
Пористость, % 40-50
Нефтенасыще до 70
нность
(первоначаль
ная), %
15
Вода
Коэффициент
вытеснения
(эксперимент 1)
Коэффициент
вытеснения
(эксперимент 1)
Коэффициент
вытеснения
(эксперимент 1)
Коэффициент
вытеснения
(эксперимент 1)
Коэффициент
вытеснения
(эксперимент 1)
Средний
коэффициент
вытеснения
Водогаз. = 75/25
Газ (CO2)
31,2
Водогаз. =
50/50
50,3
61,2
55,7
37,5
47,5
67,5
60,3
38,5
46,6
59,5
59,5
35,7
51,0
68,1
57,7
40,1
45,1
65,5
58,7
36.6
48,1
64,36
58,38
! Любой газовый МУН эффективней, чем
стандартное заводнение
! Водогазовая смесь в пропорциях 75/25
лучше, чем закачка чистого газа или
водогазовой
смеси
с
более
высокой
концентрацией газа
5.2. Результаты программирования
Были достигнуты с использованием языка
программирования Visual Basic. В исходный код были
введены данные с Ромашкинского месторождения.
16
17
Рис. 7 – Изменение характеристик
месторождения при вытеснении
нефти водой при t=0,5 и t=1
Рис. 8 – Динамика отбора нефти на
протяжении всего времени при
стандартном способе разработки
Рис. 9 – Изменение характеристик
месторождения при вытеснении
нефти водой и газом при t=1
18
Рис. 10 – Сравнение динамика отбора
нефти на протяжении всего времени
при стандартном способе разработки
и при закачке газа
5.3. Аналитические результаты
19
Рис. 11 – Инфраструктура, созданная для газового воздействия
20
в США и Канаде