CC BY
66УДК 622.276:665.622
П.В. Пятибратов, к.т.н., доцент, ФГБОУ ВПО «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина»; А.В. Быкадоров, ведущий специалист, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»; Е.С. Жуга, бакалавр, ФГБОУ ВПО «РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина»
Повышение эффективности закачки попутного нефтяного газа в условиях системы подготовки нефти с двухступенчатой сепарацией
На сегодняшний день одним из актуальных решений по утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) является закачка в пласт. Для повышения эффективности данной технологии предлагается рассмотреть вариант одновременной раздельной закачки ПНГ двухступенчатой сепарации.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, повышение нефтеотдачи, двухступенчатая сепарация, гидродинамическое моделирование.
В последние десятилетия в РФ, как и в целом мире, объемы добытой нефти не восполняются приростом запасов за счет геолого-разведочных работ, а структура запасов постоянно ухудшается - растет объем запасов, относящихся к трудноизвлекаемым. К категории трудноизвлекаемых относятся запасы, находящиеся в сложных геолого-физических условиях, обладающие низкими фильтрационно-емкостными свойствами, извлечение которых связано с повышенными технологическими трудностями и финансовыми затратами [1]. В настоящее время по мере выработки запасов месторождений, открытых и введенных в эксплуатацию в прошлом веке, возникает необходимость в принципиально новых методах воздействия, которые помогли бы включить в разработку трудноизвлекаемые запасы. Одними из таких методов являются газовые технологии повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). Под газовыми методами понимают закачку в пласт различных газообразных агентов: углеводородного газа, азота, углекислого газа, дымовых газов и т.д. Большинство нефтяных залежей разрабатывается с помощью заводнения, при этом более половины запасов нефти остается в пласте. Для низкопроницаемых коллекторов коэффициент извле-
чения нефти с помощью заводнения часто не достигает 0,3. Одна из главных причин невозможности достижения полного вытеснения нефти водой из пластов при заводнении заключается в несмешиваемости вытесняемой и вытесняющей жидкостей, в результате чего образуется поверхность раздела между этими жидкостями и происходят капиллярные явления. Кроме того, неполное вытеснение нефти водой в охваченных заводнением областях пластов обусловлено гидрофобизацией пород-коллекторов вследствие адсорбции тяжелых компонентов нефти на поверхности зерен пород, а также различием вяз-костей вытесняющей и вытесняемой жидкостей, что приводит к появлению гидродинамической неустойчивости контакта «нефть - вода», обволакиванию водой в пористой среде оставленных за фронтом вытеснения скоплений нефти, образованию капель или глобул нефти, т.е. ее диспергированию [2]. Таким образом, нефть остается в пористой среде, подвергаемой заводнению, в виде пленок на зернах пород и глобул, находящихся в тупиковых порах или объемах, не охваченных заводнением. Газовые методы воздействия на нефтяные пласты в мировой практике применяются достаточно давно. Закачка газа высокого давления применяется
с 1949 г. при вытеснении остаточной нефти в обводненных пластах. Наиболее дешевым из углеводородных газов является растворенный газ, содержащий промежуточные углеводороды (С2-С4). Эффективность вытеснения во многом определяется составом газа: чем больше этан-пропан-бутановых компонентов, тем выше эффективность. При закачке газа высокого давления часть газа растворяется в нефти, а часть нефтяных компонентов испаряется в газовую фазу. Составы и свойства фаз меняются, в пласте образуется смесь углеводородов переменного состава. Наибольшая эффективность газового воздействия достигается в условиях смешивающегося режима вытеснения. Под попутным нефтяным (растворенным) газом (ПНГ) понимается смесь легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в нефти. Его содержание может колебаться от нескольких единиц до нескольких тысяч кубических метров на тонну нефти. Растворенный газ содержит кроме метана более 15% (мольных) этана, пропана, бутана и других углеводородов [3]. По своим свойствам ПНГ является ценным углеводородным сырьем, однако его использование может быть нерентабельно для недропользова-
Таблица 1. Геолого-физическая характеристика модели
Параметр Значение
Глубина залегания верхнего слоя ячеек (глубина до кровли 1-го слоя), м 2540
Пластовая температура, 0С 71
Пластовое давление,атм. 275
Пористость 0,3
Проницаемость в направлении Х, мД 50
Проницаемость в направлении Y, мД 50
Проницаемость в направлении Z, мД 5
Коэффициент песчанистости, д. ед. 1
Плотность пластовой воды, кг/м3 999,29
Вязкость воды, мПа.с 0,7
телей по причине высокого содержания примесей, малых объемов добычи (недостаточных для продажи) и т.д. Кроме того, для использования ПНГ необходимо транспортировать его на ближайший газоперерабатывающий завод, что требует строительства новых объектов трубопроводного транспорта, а значит, немалых капиталовложений, которые могут и не окупиться, особенно для небольших или отдаленных месторождений. Вследствие вышесказанного до недавних пор большие объемы газа сжигались на факелах в пределах промысла.
В последние годы резко обострился интерес мирового энергетического, экологического и делового сообщества к
проблеме утилизации попутного газа как из экологических, так и из финансовых соображений. С одной стороны, сжигание попутного газа в факелах дает около 1% всех мировых выбросов парникового углекислого газа. С другой - это уничтожение ценных невозобнов-ляемых природных ресурсов. В статье предлагается рассмотреть вопросы, связанные с оценкой эффективности вытеснения нефти ПНГ при двухступенчатой сепарации. Для оценки эффективности предлагаемой технологии рассматривалась упрощенная гидродинамическая модель в программном комплексе Eclipse компании Schlumberger. Исходные данные по свойствам породы, относительным
фазовым проницаемостям и свойствам насыщающих флюидов были взяты с некоторыми изменениями из пятой задачи SPE, созданной для исследования водо-газового воздействия с попеременной закачкой воды и газа. Модель содержит 36000 (60х60х10) ячеек размером 10х10х1 м. В таблице 1 представлена краткая геолого-физическая характеристика модели.
Компонентный состав модели нефти состоит из шести псевдокомпонентов: С1, С3, С6, С10, С15, С20 и представлен в таблице 2.
В качестве закачиваемого газа использовался добываемый растворенный газ. Для определения состава газа моделировался процесс двухступенчатой
Варианты:
1. Заводнение
2. Закачка попутного нефтяного газа (смесь газов двух ступеней сепарации)
3. Последовательная закачка попутного нефтяного газа второй и первой ступеней сепарации
4. Последовательная закачка попутного нефтяного газа и воды
5. Закачка попутного нефтяного газа второй и первой ступеней сепарации с последующим заводнением
Рис. 1. Общий вид гидродинамической модели и рассматриваемые варианты
Таблица 2. Состав пластовой нефти
Псевдокомпонент Мольная доля, % Массовая доля, % Молярный вес
С1 50 9 16,04
С3 3 1,5 44,10
С6 7 7 86,18
С,0 20 33 149,29
15 34 206,00
С20 5 15,5 282,00
сепарации со следующими условиями:
• 1-я ступень - давление 10 атм., температура 20 0С;
• 2-я ступень - давление 1 атм., температура 20 0С.
По результатам моделирования состав газа после 1-й ступени сепарации включает: 97% С, 2,7% С, и 0,3% С • после 2-й
13 6
ступени: 80% С1, 17% С3 и 3% С6. Если газ после обеих ступеней поступает в единое хранилище, то получаем состав: 95,88% С, 3,67% С и 0,45% С.
13 6
В статье рассматриваются пять вариантов разработки на примере элемента пятиточечной системы размещения скважин. Общий вид гидродинамической модели и рассматриваемые варианты представлены на рисунке 1. Технологические параметры для расчетов, такие как дебит добывающей скважины, темп закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, а также размеры оторочек газа подбирались
исходя из геолого-физических характеристик модели и расположения добывающей и нагнетательной скважин на модели.
вариант 1.заводнение
Осуществляется со следующими технологическими параметрами: дебит добывающей скважины 50 м3/сут. в пластовых условиях, ограничение по забойному давлению 140 атм. [3]; темп закачки рабочего агента в нагнетательную скважину 50 м3/сут. при ограничении забойного давления до 400 атм. Разработка считается законченной по достижении значения обводненности скважинной продукции 98%. Срок разработки составил 30 лет.
вариант 2.закачка пнг
Технологические параметры добычи и закачки - по аналогии с вариантом 1. Ограничение на газовый фактор добы-
вающих скважин принято равным 1500 м3/м3 и служит граничным условием для срока разработки, остальные критерии окончания разработки приняты по аналогии с вариантом 1. На практике принятое ограничение связано с соответствием скважин дополнительным требованиям по герметичности и давлению на устье скважин [3]. Срок разработки в данном расчетном варианте составил 35 лет (разработка прекращена по достижении критического значения газового фактора).
вариант 3. последовательная закачка пнг двух ступеней сепарации
Технологические параметры закачки и ограничения приняты идентичными вариантам 1-2. Оторочка газа второй ступени закачивается в течение 12 месяцев, такой же срок формирования оторочки газа первой ступени. Срок разработки составил 52 года при достижении ограничения по газовому фактору.
вариант 4. последовательная закачка пнг и воды
Закачка ПНГ (смесь газов двух ступеней сепарации) осуществляется после закачки воды в течение 18 месяцев с последующим переходом на заводнение. Технологические параметры закачки и ограничения приняты по аналогии с вариантами 1-3. Срок разработки составил 34 года при достижении обводненности 98%.
вариант 5. закачка пнг двух ступеней сепарации с последующим заводнением
Технологические параметры закачки и ограничения приняты по аналогии с вариантами 1-4. Последовательная закачка ПНГ двух ступеней сепарации осуществляется после закачки воды в течение 18 месяцев с последующим переходом на заводнение.Разработка остановлена по достижении обводненности скважинной продукции 98%. Срок разработки при данной технологии составляет 32 года.
Результаты расчетов представлены на рисунке 2.
В рассматриваемом примере коэффициент извлечения нефти при заводнении
0,6 0,5 0,4 ;0,3 0,2 0,1 0,0
/__
10
20 30 40
Срок разработки, годы
50
60
-Вариант 1 -Вариант 2 -Вариант 3 -Вариант 4 — Вариант 5
Рис. 2. Динамика КИН по расчетным вариантам
Таблица 3. Значение КИН по вариантам, учитывающим слоистую неоднородность пласта
Варианты модели Вариант 1 Вариант 4 Вариант 5
а) 0,506 0,510 0,513
б) 0,498 0,512 0,521
составил 0,498 д. ед. Прямолинейный характер графика обусловлен использованием однородной по фильтрацион-но-емкостным свойствам модели, процесс вытеснения близок к поршневому (рис. 2-3).
При закачке ПНГ конечный коэффициент нефтеотдачи составил 0,265 д. ед. Снижение темпов роста КИН через семь лет после начала разработки связано с прорывом закачиваемого газа к забою добывающей скважины по при-кровленной зоне пласта, приводящим к росту газового фактора до заданного ограничения (рис. 2-3). При закачке газа данного состава при данном давлении смешивающееся вытеснение не достигается.
При последовательной закачке ПНГ двух ступеней сепарации коэффициент извлечения нефти на конец разработки составил 0,495 д. ед. при увеличении срока разработки в 1,7 раза. Причины снижения темпов роста КИН через 16 лет после начала разработки идентичны представленным по варианту 2. Для рассматриваемых условий использования ПНГ второй ступени сепарации в качестве оторочки растворителя, с которым нефть смешивается одноконтактно, существенно повышает эффективность вытеснения нефти, частично предотвращает преждевременные прорывы газа к забою добывающей скважины и увеличивает коэффициент охвата пласта воздействием (рис. 2-3). Дополнительный расчетный прирост КИН получен от реализации последовательной закачки попутного нефтяного газа и воды как при использовании в виде газового агента смеси газов двух ступеней сепарации, так и при их раздельной закачке оторочками. При последовательной закачке ПНГ двух ступеней сепарации с дальнейшим заводнением коэффициент извлечения нефти на конец разработки составил 0,526 при закачке смеси газов 0,518. Одним из факторов, влияющих на эффективность применения технологии водогазового воздействия, является неоднородность фильтрационно-емкост-ных свойств пласта. Для изучения влияния неоднородности на эффективность рассматриваемых технологий в данной статье рассматривается слоисто-неод-
нородная модель пласта с проницаемостью слоев 5 и 50 мД, толщина слоя с большей проницаемостью составляет 30% от общей толщины пласта. Далее рассматриваются два варианта модели, отличающиеся взаимным расположением слоев различной проницаемости:
а) слой с проницаемостью 50 мД расположен сверху;
б) слой с проницаемостью 50 мД расположен снизу.
Расчеты проведены для вариантов 1, 4 и 5 при представленных выше ограничениях и режимах работы скважин. На рисунке 4 представлена динамика КИН по вариантам.
Сравнивая рисунки 2 и 4, необходимо отметить влияние слоистой неоднородности при реализации технологии ВГВ.
Срок разработки, лет
Вариант 1 -Вариант 4 — Вариант 5
Рис. 4. Динамика КИН по вариантам 1, 4 и 5 (при увеличении проницаемости по глубине)
В однородном по проницаемости пласте (рис. 2) технология ВГВ до обводнения добывающей скважины по темпу отбора от НИЗ ниже, чем при заводнении, это прежде всего связано с охватом пласта технологией. В слоисто-неоднородном пласте газ в низкопроницаемом про-пластке подвижней, чем вода. За счет этого повышается охват пласта технологией и, следовательно, увеличивается темп отбора от НИЗ и конечное значение КИН. Значения КИН по вышеуказанным вариантам представлены в таблице 3.
Следует отметить, что при регрессивном распределении проницаемости (рис. 4) КИН (0,521 д. ед.) выше, чем при заводнении, и практически достигает значения КИН в расчете с однородной проницаемостью (0,526 д. ед.) при реализации технологии ВГВ с использованием газа двух ступеней сепарации в качестве закачиваемого агента. Это связано прежде всего с гравитационным распределением фронта вытеснения по толщине пласта (рис. 3). Газ интенсивней продвигает-
ся по прикровленной части пласта, и при низкой проницаемости скорость продвижения фронта вытеснения меньше,следовательно, процесс смешивающегося вытеснения эффективней. При уменьшении проницаемости по глубине КИН также выше, чем при заводнении (0,506 д. ед.), и составляет 0,513 д. ед. В данном варианте сказываются потери в добыче нефти при более быстром прохождении оторочки газа по высокопроницаемому пропластку.
выводы
В представленных расчетных вариантах прирост КИН от применения технологии ВГВ по сравнению с заводнением составляет от 0,8% в случае закачки смеси газов двух ступеней сепарации до 4,6% при последовательной закачке оторочек газа каждой из ступеней при двухступенчатой сепарации.
Проведенные расчеты показывают, что повышение эффективности реализации водогазового воздействия при использовании в качестве газового агента попутного нефтяного газа может быть достигнуто на основе последовательной раздельной закачки оторочек газа каждой из ступеней при двухступенчатой сепарации.
UDC 622.276:665.622
P.V. Pyatibratov, Candidate of Science (Engineering)associate professor of Gubkin Russian State University of Oil and Gas; A.V. Bykadorov, Lead Specialist, LUKOIL-Engineering LLC; Ye.S. Zhuga, bachelor, Gubkin Russian State University of Oil and Gas
Efficiency enhancement of associated petroleum gas injection in the conditions of the oil treatment system with two-stage separation
As of today one of the most relevant solutions for the APG recovery is injection into formation. To enhance the efficiency of this technology it is suggested to consider the option of two-stage APG multiple separate injection. Keywords: associated petroleum gas, enhanced oil recovery, two-stage separation, hydrodynamic simulation.
References:
1. Nazarova L.N. Razrabotka neftegazovykh mestorozhdeniy s trudnoizvlekaemymi zapasami (Development of the oil fields with hard to recover resources): Textbook for universities. - Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2011. - 156 p.
2. Surguchev M.L. Vtorichnye i tretichnye metody uvelicheniya nefteotdachi plastov (Secondary and tertiary methods for enhanced oil recovery). - Moscow: Nedra, 1985. - 308 p.
3. Stepanova G.S. Gazovye i vodogazovye metody vozdeistviya na neftyanye plasty (Gas and water-gas simulation of formations). - Moscow: Gasoil press, 2016. - 200 p.
Литература:
1. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Учеб. пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. -156 с.
2. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с.
3. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. - М.: Газойл пресс, 2006. - 200 с.
