Значна частина об’єму видобутку природного газу в теперішній час забезпечується за рахунок експлуатації родовищ, які знаходяться на завершальній стадії розробки. Якщо тиск в покладі знижується до 5 МПа, залишкові запаси кваліфікують як «низьконапірний газ». Створення методів вилучення із пласта низьконапірного газу, значна частина якого, як правило, защемлюється водою, представляє складну проблему, вирішення якої зростає у зв’язку з постійним погіршенням структури запасів природного газу, все більша частина яких переходить в категорію низьконапірного газу.

Актуальність використання технології нагнітання в пласт азоту з метою підвищення його газовіддачі зумовлюється тим, що по даним ВНІІгазу, в найближчі роки до 75% залишкових запасів газу в таких великих родовищах, як Медвеже, Уренгойське і Ямбургське, буде складати низьконапірний газ в обводнених зонах пласта. Тільки в надрах Медвежого родовища до кінця промислової розробки залишкові запаси оцінюються близько 200 млрд.м3, із яких біля 40% знаходяться в защемленому стані.

Фізичне моделювання показало, що при нагнітанні азоту в обводнені області пласта (під рівень ГВК) ініціювальний рух газу по фільтраційним каналам, який утворюється лише в зонах з підвищеною залишковою газонасиченістю. В результаті процесу витіснення природного газу азотом відбувається без втягнення у фільтрацію значної маси води.

Оскільки залишкові запаси природного газу в обводнених ділянках пласта представлені як в фазовій фазі (мікро щілини, оклюдований газ), та к і у вигляді розчину у воді, були виконані спеціальні дослідження міжфазних масообмінних процесів в пласті при нагнітанні азоту. Перед експериментальними дослідженнями були проведені розрахунки частки розчиненого у воді газу в загальному об’ємі залишкових запасів виснаженого пласта. При типовій кількості защемленого газу (метану) 15% об’єму пор і тиску 3 МПа в 1 м3 порового простору міститься 4,77 м3 метану (пластова температура прийнята рівною 20 оС) в защемленій формі і 0,64 м3 у водному розчині. Таким чином, доля розчиненого газу досягається приблизно12% всіх залишкових запасів, тобто нехтувати цим неможна.

Програма фізичного моделювання включала експерименти, які проводилися з використанням комп’ютеризованої системи двохфазної фільтрації в Науковому центрі термогідродинаміки і фізики пласта ВНІІгазом. Об’єктом дослідження була ступінь присутності розчиненого в воді газу в між фазних масообмін них процесах при витісненні рівноважного до насиченої води защемленого газу зовнішнім газоподібним агентом. В загальному випадку даний агент не був нерівноважний по відношенню до води і защемленого газу. Моделювався газонасичений пласт по наступним термобаричним умовам: тиск 3 МПа, температура 20 оС. в якості защемленого газу в першому експерименті використовували метан (відповідно защемлену воду також попередньо насичували метаном), в якості витісняю чого газу – азот. В другому експерименті защемленим газом був азот (вода також була насичена азотом), витісняючим – метан. Темпи взаємного витіснення газів витримували у відповідності з типовими пластовими швидкостями фільтрації при розробці родовищ природних газів. Запропонована ВНІІгазом технологія підвищення ефективності розробки родовищ природного газу шляхом нагнітання азоту в обводнені зони пласта базується на фізичній ефективності процесів формування фільтраційного газового каналу в областях із підвищеною насиченістю пласта защемленим газом і витіснення більш розчинного у воді газу менш розчинним, коли частина розчиненого газу включається у фільтрацію в ході встановлення нової між фазної рівноваги [12].

Кількість газу, який закачується у затрубний простір, як правило не перевищує 20-50% об’єму видобутого газу, що позволяє використовувати компресорні агрегати відносно невисокої потужності. Розхід газу, який подається в затрубний простір може бути знижений, якщо періодично відключати закачку, доки свердловина працює з достатньо високим дебітом. Найбільш ефективно дана технологія використовується в свердловинах, поблизу яких розміщені промислові шлейфи, про яких можна подавати газ з виходу ДКС в їх затрубний простір.

Дана технологія використовується на свердловині 916 Медвежого родовища у два етапи.

Перший етап (07.07-22.07.2005 р.) – перевірка технологічних параметрів роботи свердловини при різних гирлових тисках і витратах газу, який закачувався у затрубний простір, визначення оптимального режиму роботи свердловини при закачуванні газу в затрубний простір.

Другий етап (06.10.-08.11.2005 р.) – перевірка технологічних параметрів роботи свердловини при продовжеому закачуванні газу в затрубний простір [13].

Список використаної літератури

Бойко В.С., Франчук І.А., Бойко Р.В., Іванов С.І. Методика оптимізації тривалості роботи газової свердловини з накопичення рідини на вибої між повторними очищеннями //Нафт. і газова пром-сть. – 2004. - №4. – С. 16-19.

Кондрат Р.М., Кондрат О.Р., Марчук Ю.В., Хомин І.І. Підвищення продуктивності низькодебітних обводнених газових і газоконденсатних свердловин //Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. – 2007. - №3. – С. 14-17.

Довідник з нафтогазової справи

Масленников А.И. Выбор физико-химических индикаторов контроля за обводнением скважин АГКМ //Газовая промышленность. – 2006. - №9. – С.67-68.

Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.

Зубков Р.В. До питання винесення рідин із обводнених свердловин //Нафт. і газова пром-сть. – 2002. - №6. – С. 30-32.

Кондрат Р.М., Кондрат О.Р., Марчук Ю.В., Хомин І.І. Підвищення продуктивності низькодебітнмих обводнених