Алексей Нелаев, ТюмГНГУ Улучшение технологии газовых МУН Научный руководитель : Сергей Грачев, Д. т. н., профессор, зав. Каф. « Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений » 1

1. Причины для исследования 2 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 =Q добытые /Q извлекаемые ** МУН - методы увеличения нефтеотдачи

Рис. 1 – Динамика трудноизвлекаемых запасов и нефтеотдачи месторождений России Рис. 2 – Тенденция в мировом спросе не нефть 3

4 Рис. 3 – Разработка месторождения Вейбурн – история и прогнозы ( )

5 Рис. 4 – Проекты по применению газовых МУН ( СО 2 ) 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 СО 2 : 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 СО 2 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

Рис. 4 – Базовая система 11

Рис. 5 – Система с газовой опцией 12

13 Рис. 6– TBP-804

Вытесняющие агенты 14 Вода Водогазовая смесь в пропорции Газ (CO 2 )

15 Параметры керна Проницае- мость, mD до 600 Пористость, %40-50 Нефтенасыще нность (первоначаль ная), % до 70 Вода Водогаз. = 50/50 Водогаз. = 75/25Газ (CO 2 ) Коэффициент вытеснения (эксперимент 1) 31,250,361,255,7 Коэффициент вытеснения (эксперимент 1) 37,547,567,560,3 Коэффициент вытеснения (эксперимент 1) 38,546,659,5 Коэффициент вытеснения (эксперимент 1) 35,751,068,157,7 Коэффициент вытеснения (эксперимент 1) 40,145,165,558,7 Средний коэффициент вытеснения ,164,3658,38 Параметры керна и коэффициент вытеснения

16 ! Водогазовая смесь в пропорциях 75/25 лучше, чем закачка чистого газа или водогазовой смеси с более высокой концентрацией газа ! Любой газовый МУН эффективней, чем стандартное заводнение 5.2. Результаты программирования Были достигнуты с использованием языка программирования Visual Basic. В исходный код были введены данные с Ромашкинского месторождения.

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

18 Рис. 9 – Изменение характеристик месторождения при вытеснении нефти водой и газом при t=1 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 в США и Канаде 20