image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 10 2017

Добыча нефти и газа

01.10.2017 10:00 Принципиальные предложения по технической реализации водогазового воздействия на Уренгойском месторождении
Нефтяные оторочки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения разрабатываются на истощение без поддержания пластового давления. В результате значения пластовых давлений существенно снизились, что привело к серьезным проблемам в нефтедобыче. Кроме того, следствием разработки в режиме истощения является низкая нефтеотдача. Наиболее распространенным методом поддержания пластового давления является заводнение. Вместе с тем актуальным для повышения компонентоотдачи нефтегазоконденсатных залежей в настоящее время становится применение других вытесняющих агентов, более эффективных по сравнению с водой. Одним из таких перспективных методов является водогазовое воздействие. В статье приведены принципиальные варианты применения водогазового воздействия на Уренгойском месторождении. Они могут быть реализованы при совместной закачке воды и газа в виде водогазовых смесей. Применительно к условиям Уренгойского месторождения на начальном этапе внедрения водогазового воздействия при низких пластовых давлениях и на следующем этапе при повышении пластового давления предложены различные технологические схемы насосно-эжекторных систем. Для повышения эффективности воздействия перед закачкой водогазовой смеси рекомендуется проводить фильтрационные исследования вытеснения нефти из моделей пласта водогазовыми смесями при различных газосодержаниях. В экспериментах определяют область рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях, в которой обеспечиваются наибольшие значения коэффициента вытеснения нефти, и затем закачивают смесь в пласт при обеспечении газосодержания смеси в пластовых условиях в области рациональных газосодержаний. Предложенные принципиальные решения позволят повысить эффективность водогазового воздействия на Уренгойском месторождении при существенном снижении затрат на реализацию.
Ключевые слова: Уренгойское месторождение, водогазовое воздействие на пласт, насосно-эжекторная система.
Ссылка для цитирования: Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Принципиальные предложения по технической реализации водогазового воздействия на Уренгойском месторождении // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. С. 56–60.
Открыть PDF


Нефтяные оторочки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения разрабатываются на истощение без поддержания пластового давления [1], в результате чего значения пластовых давлений существенно снизились, что привело к серьезным проблемам в нефтедобыче. Помимо этого вследствие разработки в режиме истощения на месторождении наблюдается низкая нефтеотдача.

На сегодняшний день самым распространенным методом поддержания пластового давления (ППД) является заводнение. В то же время для повышения компонентоотдачи нефтегазоконденсатных залежей становится актуальным применение других вытесняющих агентов, более эффективных по сравнению с водой. Так, в работе [2] были выполнены расчеты технологических показателей разработки нефтяных оторочек пласта БУ112 Уренгойского месторождения с ППД путем вытеснения нефти водой, различными газами, а также при организации водогазового воздействия циклической закачкой газа и воды. В расчетах использовали специальную опцию SOLVENT гидродинамического симулятора Eclipse 100. Для сравнения в качестве базового был принят проектный вариант разработки залежей 2 и 3 пласта БУ112 Уренгойского месторождения на истощение с величиной конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) 16,9 %.

1.png

По результатам вычислительных экспериментов [2] наименьший прирост нефтеотдачи был отмечен для варианта с ППД закачкой воды (конечный КИН увеличился на 51,6 %), а наибольший – для водогазового воздействия (КИН возрос по сравнению с вариантом ППД водой на 9,7 % при соотношении объемов газа сепарации и воды 2:1).

Следует отметить, что техническая реализация водогазового воздействия при расходе газа в пластовых условиях, в 2 раза превышающем расход воды, требует применения дорогостоящего компрессорного оборудования высокого давления, больших капитальных вложений и значительных эксплуатационных затрат на обслуживание.

Существуют другие, гораздо менее затратные варианты реализации водогазового воздействия на Уренгойском месторождении. В частности, может производиться не циклическая, а совместная закачка воды и газа в виде водогазовых смесей. Фильтрационные эксперименты В.Н. Хлебникова и П.М. Зобова, проведенные на керновом материале пласта БУ112 Уренгойского месторождения с моделированием пластовых условий на установке УИК-5, показали, что водогазовые смеси с низким содержанием газа обладают более высокой нефтевытесняющей способностью по отношению к разгазированной нефти по сравнению с водой. Значения коэффициента вытеснения разгазированной нефти водогазовыми смесями оказались на 9,5–13,5 % выше, а остаточная нефтенасыщенность на 6,0–9,8 % ниже, чем в случае вытеснения водой. При этом было установлено, что водогазовая смесь с низким содержанием газа (10 %) в пластовых условиях является более эффективным агентом для вытеснения нефти Уренгойского месторождения, чем смесь с содержанием газа 20 %. Следовательно, можно уменьшить расход газа в технологии водогазового воздействия. Это снизит затраты и облегчит внедрение, а эффективность процесса вытеснения нефти увеличится.

закачивать ее в широком диапазоне расходов и давлений, можно организовать водогазовое воздействие на пласт простым и надежным оборудованием, которое может успешно эксплуатироваться в промысловых условиях российских месторождений.

1_1.png

Результаты первого внедрения насосно-эжекторной системы для утилизации попутного нефтяного газа путем водогазового воздействия на Самодуровском месторождении [9] ПАО «Оренбургнефть» подтвердили данные теоретических и экспериментальных исследований. Насосно-эжекторная система устойчиво работала в различных режимах, срывов подачи эжекторов и насосов не было. Вместе с тем опыт эксплуатации системы позволяет наметить мероприятия по совершенствованию технологии водогазового воздействия на пласт с использованием насосно-эжекторных систем.

Применительно к условиям Уренгойского месторождения на начальном этапе внедрения водогазового воздействия при низких пластовых давлениях может быть рекомендована принципиальная технологическая схема насосно-эжекторной системы для водогазового воздействия, представленная на рис. 1. Насосно-эжекторная система содержит силовой насос 1, эжектор 2, дожимной насос 3, а также линию 4 подачи воды в силовой насос 1, линию нагнетания воды 5, линию откачки газа 6 и линию закачки водогазовой смеси 7 в пласт. Приемная камера эжектора 2 сообщена с линией откачки газа 6, а линия нагнетания воды 5 направлена в сопло эжектора 2. Выходная линия 8 эжектора 2 соединена с приемом дожимного насоса 3. На линии 5 установлена регулируемая задвижка 9.

В системе может быть также размещен дозировочный насос 10 с линией подачи ПАВ 11 из емкости 12 и регулируемой задвижкой 13 на выходе.

В варианте системы силовой насос 1 и дожимной насос 3 снабжены частотно-регулируемыми приводами 14 и 15. Дозировочный насос 10 также может быть снабжен частотно-регулируемым приводом 16.

В вариантах системы на линии откачки газа 6 могут быть установлены регулируемая задвижка 17 и компрессор низкого давления 18.

В качестве дожимного насоса 3 могут быть установлены многоступенчатый лопастной насос или винтовой объемный насос.

Предлагаемая система в варианте выполнения (рис. 2) для реализации следующего этапа внедрения водогазового воздействия при повышении пластового давления содержит дожимной насос 3, изготовленный в погружном исполнении и спущенный на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 19 на глубину Н в нагнетательную скважину 20, пробуренную на пласт 21.

Дожимной погружной насос 3 «перевернутого» типа приводится в действие расположенным выше него погружным электродвигателем 22, который размещен в герметичном кожухе 23, присоединенном к нижнему концу НКТ 19. Прием 24 дожимного насоса 3 также расположен в кожухе 24. Выход дожимного насоса 3 снабжен хвостовиком 26. Затрубное пространство между хвостовиком 26 и эксплуатационной колонной нагнетательной скважины 20 перекрыто пакером 27.

Водогазовое воздействие на пласт в соответствии с предложенными схемами осуществляют следующим образом.

Нагнетают воду силовым насосом 1 из линии подачи воды 4 по линии нагнетания воды 5 в сопло эжектора 2, которым откачивают газ из газовой линии 6. Эжектором 2 создают, диспергируют и повышают давление водогазовой смеси. Ее направляют по линии 8 на прием дожимного насоса 3. Далее нагнетают дожимным насосом 3 водогазовую смесь по линии закачки водогазовой смеси 7 в пласт. При этом поддерживают содержание свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 не выше величины критического газосодержания бескавитационной работы дожимного насоса 3 на водогазовой смеси. Содержание свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 регулируют изменением подачи газа эжектором 2. Регулирование критического газосодержания осуществляют путем изменения давления на приеме дожимного насоса 3 за счет изменения давления воды, нагнетаемой в эжектор 2, и/или путем изменения пенообразующих свойств водогазовой смеси.
В последнем случае из емкости 12 откачивают по линии 11 пенообразующие ПАВ дозировочным насосом 10 и подают им ПАВ в линию нагнетания воды 5. Изменения пенообразующих свойств достигают изменением расхода ПАВ при регулировании подачи дозировочного насоса частотно-регулируемым приводом 10 и регулируемой задвижкой 13.
Регулирование расходов газа, воды, давления и содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 осуществляют путем изменения размеров проточной части эжектора 2 и/или изменения давления газа в приемной камере эжектора 2.

Изменение размеров проточной части эжектора 2 производят путем установки в эжектор 2 сопел и камер смешений различных диаметров. Увеличивая диаметр установленного сопла, можно повысить расход воды, а уменьшая диаметр сопла, можно этот расход снизить. За счет вставки в эжектор 2 камеры смешения большего диаметра можно увеличить расход газа, и наоборот. Повышение давления газа в приемной камере эжектора 2 приводит к росту расхода газа, а снижение этого давления – к уменьшению расхода газа. Изменение расходов воды и газа приводит к соответствующему изменению давления и содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3.

В варианте осуществления водогазового воздействия регулирование расходов газа, воды, давления и содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 осуществляют путем изменения частоты вращения вала силового 1 и/или дожимного насоса 3 с применением частотно-регулируемых приводов 14 и 15.

Изменение давления газа в приемной камере эжектора 2 осуществляют либо регулируемой задвижкой 17 (в сторону снижения давления за ней по сравнению с давлением перед ней), либо компрессором низкого давления 18.
В последнем случае возможно некоторое увеличение давления газа в приемной камере эжектора 2 за счет сжатия газа компрессором 18.

В варианте реализации (рис. 2) при повышении пластового давления требуется обеспечить более высокий расход газа. Рост критического газосодержания, увеличение давления и снижение содержания свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3 в этом случае осуществляют путем использования гравитационного поля Земли для сжатия водогазовой смеси от выхода эжектора 2 до приема дожимного насоса 3. Это получают за счет спуска дожимного насоса 3, изготовленного в погружном исполнении, в нагнетательную скважину 20, вплоть до ее забоя.

Давление на приеме Рпр дожимного насоса 3 при этом составляет 

Рпр = Ру + ρсмgН – ΔР, 

где Ру – давление на устье нагнетательной скважины 20; Н – глубина спуска дожимного насоса 3; ρсм – средняя плотность водогазовой смеси в интервале от устья до глубины спуска дожимного насоса 3; g – ускорение свободного падения; ΔР – потери давления на трение.

Учитывая, что потери давления на трение ΔР несоизмеримо меньше, чем давление, создаваемое весом столба водогазовой смеси в гравитационном поле Земли (ρсмgН), давление на приеме Рпр дожимного насоса 3 существенно больше, чем давление на устье Ру нагнетательной скважины 20, причем эта разница тем выше, чем больше глубина спуска Н дожимного насоса 3. Поэтому чем больше величина Н, тем выше предельное газосодержание, давление на приеме Рпр и меньше содержание свободного газа в смеси на приеме дожимного насоса 3, что расширяет область применения способа водогазового воздействия на пласт в сторону более высоких расходов газа.

При этом после эжектора 2 водогазовую смесь направляют по линии 8 в колонну НКТ 19 и далее по кольцевому пространству между кожухом 23 и погружным электродвигателем 22 – на прием 24 погружного дожимного насоса 3. Электроэнергию к погружному электродвигателю 22, вращающему вал дожимного насоса 3, передают по кабелю 25 с поверхности от станции управления с частотно-регулируемым приводом 15. Дожимным насосом 3 нагнетают водогазовую смесь по хвостовику 26 в пласт 21. Пакер 27 необходим для того, чтобы высокое давление нагнетания не передавалось на эксплуатационную колонну скважины 20.

Для повышения эффективности воздействия перед закачкой водогазовой смеси рекомендуется проводить фильтрационные исследования вытеснения нефти из моделей пласта водогазовыми смесями при различных газосодержаниях. В экспериментах определяют область рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях, в которой обеспечиваются наибольшие значения коэффициента вытеснения нефти Квыт, и затем закачивают смесь в пласт при обеспечении газосодержания смеси βпл в пластовых условиях, исходя из соотношения 

βмин ≤ βпл ≤ βмакс

где βмин – минимальное газосодержание, соответствующее левой границе области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях;
βмакс – максимальное газосодержание, соответствующее правой границе области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях.

Исследования вытеснения нефти из моделей пласта водогазовыми смесями при различных газосодержаниях проводят на специальных установках трехфазной фильтрации. Они выпускаются как зарубежными, так и отечественными изготовителями. По данным этих исследований строят зависимости коэффициента вытеснения нефти Квыт от газосодержания водогазовой смеси в пластовых условиях βпл.

Границы области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях определяют по графику зависимости коэффициента вытеснения нефти Квыт от газосодержания водогазовой смеси в пластовых условиях пл, исходя из условия, что допустимое снижение коэффициента вытеснения нефти Квыт на границах области по сравнению с его максимальным значением Квыт. макс (при оптимальном газосодержании βопт) составляет не более 10 % (рис. 3).

Таким образом, предложенные принципиальные решения позволят повысить эффективность водогазового воздействия на Уренгойском месторождении при существенном снижении затрат на реализацию.



← Назад к списку


im - научные статьи.