CC BY
31ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
УДК 621.276.53
А.Н. Дроздов1, e-mail: Drozdov_AN@mail.ru; Н.А. Дроздов2
1 ФГБОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
2 ООО «Инновационные нефтегазовые решения» (Москва, Россия).
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.
A.N. Drozdov1, e-mail: Drozdov_AN@mail.ru; N.A. Drozdov2
1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (Moscow, Russia).
2 Innovative Oil and Gas Solutions LLC (Moscow, Russia).
Principal Proposals on Technical Implementation of SWAG injection on the Urengoy Field
Oil fringes of the Urengoy oil-gas condensate field are developed for depletion without maintaining reservoir pressure. As a result, the values of reservoir pressures decreased significantly, which led to serious problems in oil production. In addition, the consequence of the development in the mode of depletion is low oil recovery.
Waterflooding is the most common method of maintaining reservoir pressure (MRP). At the same time, the use of other displacing agents, more effective than water, is becoming topical for increasing the component recovery of oil-gas condensate deposits. One of such promising methods is the SWAG injection.
The article presents the principal options for using the SWAG injection on the Urengoy field. They can be realized by the joint injection of water and gas in the form of water-gas mixtures.
With reference to the conditions of the Urengoy field at the initial stage of the introduction of the SWAG injection at low reservoir pressures and at the next stage with the increase of reservoir pressure, various technological schemes of pump-ejecting systems.
To increase the effectiveness of the SWAG process before the injection of the water-gas mixture, it is recommended to carry out filtration studies of the displacement of oil from reservoir models with water-gas mixtures at various gas
56
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
contents. In the experiments, the range of rational gas contents of the mixture in the reservoir conditions is determined, in which the largest values of the oil displacement coefficient are provided, and then the mixture is pumped into the formation while ensuring the gas content of the mixture in the reservoir conditions in the range of rational gas contents. The proposed fundamental solutions will increase the efficiency of SWAG injection on the Urengoy field with a significant reduction in implementation costs.
Keywords: Urengoy field, SWAG process, pump-ejecting system.
Нефтяные оторочки Уренгойского не-фтегазоконденсатного 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 нефтега-зоконденсатных 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 БУП2 Уренгойского месторождения с ППД путем вытеснения нефти водой, различными газами, а также при организации водогазово-го 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 %. 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 БУП2 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 не-фтенасыщенность 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 воздей-
ствия. Это снизит затраты и облегчит внедрение, а эффективность процесса вытеснения нефти увеличится. Ранее проведенные теоретические и стендовые исследования [3-8] показали, что с использованием насосно-эжек-торных систем, позволяющих готовить на поверхности водогазовую смесь и 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. Результаты первого внедрения на-сосно-эжекторной системы для утилизации попутного нефтяного газа путем водогазового воздействия на Самодуровском месторождении [9] ПАО «Оренбургнефть» подтвердили данные теоретических и экспериментальных исследований. Насосно-эжек-торная 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-эжек-торной 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
Ссылка для цитирования (for citation):
Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Принципиальные предложения по технической реализации водогазового воздействия на Уренгойском месторождении // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. С. 56-60.
Drozdov A.N., Drozdov N.A. Principal Proposals on Technical Implementation of SWAG Injection on the Urengoy Field (In Russ.). Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2017, No. 10, P. 56-60.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017
57
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
12
\
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема насосно-эжекторной системы для водогазового воздействия на начальном этапе внедрения водогазового воздействия при низких пластовых давлениях
Fig. 1. The basic process flow of the pumping-ejector system for water-gas impact at the initial stage of introduction of water-gas impact at low reservoir pressures
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-компрес-сорныхтрубах(НКТ)19 на глубину Нв 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 до-жимным 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 пенообра-зующих 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
58
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS PRODUCTION
12
Рис. 2. Принципиальная технологическая схема насосно-эжекторной системы на следующем этапе внедрения водогазового воздействия при повышении пластового давления Fig. 2. The basic technological scheme of the pumping-ejector system at the next stage of introduction of water-gas impact with increasing reservoir pressure
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
Р = Р + р дН - ДР,
пр у гсм-'
где Ру - давление на устье нагнетательной скважины 20; Н - глубина спуска дожимного насоса 3; рсм - средняя плотность водогазовой смеси в интервале от устья до глубины спуска дожимного насоса 3; д - ускорение свободного падения; ДР - потери давления на трение. Учитывая, что потери давления на трение ДР несоизмеримо меньше,чем давление, создаваемое весом столба водогазовой смеси в гравитационном поле Земли (рсмдН), 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 водогазо-вую 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 Рпл в пластовых условиях, исходя из соотношения
Р «Р «Р ,
гмин Гпл гмакс
где Рмин - минимальное газосодержание, соответствующее левой границе области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях; Рмакс - 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
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017
59
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
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 Рпл. Границы области рациональных газосодержаний смеси в пластовых условиях определяют по графику зависимости коэффициента вытеснения нефти Квыт от газосодержания водогазовой смеси в пластовых условиях Рпл, исходя из условия, что допустимое снижение коэффициента вытеснения нефти Квыт на границах области по сравнению с его максимальным значением К
выт. макс
(при оптимальном газосодержании Ропт) 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.
Литература:
1. Корякин А.Ю. Комплексные решения задач разработки и эксплуатации скважин Уренгойского добывающего комплекса. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. 272 с.
2. Шарафутдинов Р.Ф., Солдатов С.Г., Самойлов А.С., Нестеренко А.Н. Моделирование разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с воздействием на пласт различными агентами // Экспозиция Нефть Газ. 2016. № 4. С. 52-57.
3. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях. М.: МАКС пресс, 2008. 312 с.
4. Егоров Ю.А. Разработка технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов: Автореф. дисс. ... к. т. н. М., 2006. 23 с.
5. Телков В.П. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путем насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ: Автореф. дисс. ... к. т. н. М., 2009. 24 с.
6. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. 2014. № 8. С. 100-104.
7. Дроздов Н.А. Насосно-эжекторные системы для водогазового воздействия на пласт. Lambert Academic Publishing, 2014. 172 с.
8. Дроздов А.Н. Утилизация ПНГ на Самодуровском месторождении: долгая и извилистая дорога к внедрению // Нефтегазовая вертикаль. 2015. № 6. С. 52-55.
9. Дроздов А.Н., Дроздов Н.А. Простые решения сложных проблем при водогазовом воздействии на пласт // Бурение и нефть. 2017. № 3. С. 43-46.
K выт. м 1 кс
\
i Р»и„ : R / Ропт R R " макс < P
| 1 т. \ L ........ i ' max
Газосодержание рп>, % Gas content В ,. , %
fgeol.honzon
Рис. 3. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания водогазовой смеси в пластовых условиях с указанием границ рациональной области
Fig. 3. Dependence of the oil displacement coefficient on the gas content in the water-gas mixture in reservoir conditions, indicating the boundaries of the rational area
References:
1. Koryakin A.Yu. Complex Solutions for the Development and Operation of Wells in the Urengoy Mining Complex. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2016, 272 p. (In Russian)
2. Sharafutdinov R.F., Soldatov S.G., Samoilov A.S., Nesterenko A.N. Modeling the Development of Oil Fringes of the Urengoy Field with Impact on the Reservoir by Various Agents. Ekspozitsiya Neft Gaz = Oil and Gas Exposition, 2016, No. 4, P. 52-57. (In Russian)
3. Drozdov A.N. Technology and Method of Oil Production by Submersible Pumps under Complicated Conditions. Moscow, MAKS press, 2008, 312 p. (In Russian)
4. Egorov Yu.A. Development of Technology of Water-Gas Impact Using Pumping-Ejecting Systems for Enhanced Oil Recovery: Abstract of the thesis of the Candidate of Technical Sciences. Moscow, 2006, 23 p. (In Russian)
5. Telkov V.P. Development of Technology of Water-Gas Impact on the Reservoir by Pump-Ejector and Pump-Compressor Injection of Water-Gas Mixtures with Foam-Forming SAS: Abstract of the thesis of the Candidate of Technical Sciences. Moscow, 2009, 24 p. (In Russian)
6. Drozdov A.N. Problems of Introduction of Water-Gas Impact on the Reservoir and their Solution. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2014, No. 8, C. 100-104. (In Russian)
7. Drozdov N.A. Pump-Ejector Systems for Water-Gas Impact on the Reservoir. Lambert Academic Publishing, 2014, 172 p. (In Russian)
8. Drozdov A.N. APG Recovery at Samodurovskoye Field: a Long and Winding Road to Introduction. Neftegazovaya vertikal = Oil and Gas Vertical, 2015, No. 6, P. 52-55. (In Russian)
9. Drozdov A.N., Drozdov N.A. Simple Solutions to Complex Problems of Water-Gas Impact on the Reservoir. Burenie i neft = Drilling and Oil, 2017, No. 3, P. 43-46. (In Russian)
60
№ 10 октябрь 2017 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
