НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
УДК 662.276.43:661.97 © А.Н. Дроздов, 2014
Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения
А.Н. Дроздов, д.т.н.
(РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина)
Адрес для связи: drozdov_an@mail.ru
Problems in WAG implementation and prospects of their solutions
A.N. Drozdov (Gubkin Russian State University of Oil and Gas, RF, Moscow)
E-mail: drozdov_an@mail.ru
Ключевые слова: водогазовое воздействие, повышение нефтеотдачи пластов, насос, компрессор, насосно-эжекторная система.
Key words: WAG process, enhanced oil recovery, pump, compressor, pump-ejecting system.
WAG is an effective method to enhance oil recovery. However, widespread use of WAG in our environment is difficult to provide with known technologies. Therefore, the creation of an effective, reliable and easy to maintain equipment and technology for the preparation and injection water-gas mixture into the injection wells is an urgent problem for Russian oil production. Good prospects in its decision has WAG with using of pump-ejecting systems which allow to prepare in the surface the water-gas mixture and inject it into the reservoir in a wide range of flow rates and pressures by equipment, which can be successfully used in field conditions.
Водогазовое воздействие (ВГВ) является эффективным методом увеличения нефтеотдачи пластов, в том числе сложнопостроенных с труд-ноизвлекаемыми запасами [1]. В зарубежной практике для осуществления ВГВ используют сложное и дорогостоящее оборудование, требующее больших капитальных вложений, качественного обслуживания и грамотной эксплуатации: установки подготовки газа; насосы и компрессоры высокого давления.
Традиционные способы ВГВ не получили широкого распространения на отечественных нефтяных месторождениях, при этом значительная часть нефтяного газа сжигается в факелах. Применение технологий ВГВ, аналогичных зарубежным, с использованием компрессоров высокого давления на Самотлорском и Новогоднем месторождениях было прекращено из-за целого ряда проблем: необходимости приобретения сложного оборудования; огромных капитальных вложений на начальной стадии обустройства; значительных эксплуатационных затрат в процессе воздействия. Кроме компрессорных станций, необходимо сооружение установок подготовки газа. Осушка газа для нормальной работы компрессоров приводит к удалению из газа жирных фракций, которые не везде можно утилизировать, а с точки зрения нефтеотдачи использование сухого газа менее эффективно, чем жирного. При последовательной закачке воды и газа в пласт, практикуемой в компрессорных технологиях, возможны прорывы больших объемов газа к забоям добывающих скважин, что нарушает режимы их эксплуатации и приводит к потерям добычи нефти, образованию гидратов и другим осложнениям.
В дальнейшем на Самотлорском месторождении были проведены опытно-промышленные испытания технологии ВГВ ООО «ИНКО». Водогазовая смесь приготавливалась на устье скважины из газа газлифт-ной системы и воды системы поддержания пластового давления (ППД) с входными давлениями соответственно 10,5 и 12-13 МПа, а газовые пузырьки в смеси дробились с помощью гидродинамического эжекцион-но-диспергирующего устройства [2]. Дополнительная добыча нефти согласно работе [2] составила 24192 т при закачке в пласт 80,3 млн. м3 газа, т.е. в расчете на условное топливо дополнительная добыча нефти существенно меньше, чем объем закачки газа. Возможно, газосодержание смеси было больше необходимого для повышения нефтеотдачи.
Промысловые эксперименты по испытанию технологии ООО «ИНКО» на Самотлорском месторождении, несмотря на достигнутый согласно работе [2] технологический эффект, были прекращены в 2010 г. Компания ТНК-ВР в это время ликвидировала неэффективный газлифтный способ эксплуатации, и добывающие скважины были переведены на эксплуатацию с применением установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), имеющих к.п.д. на порядок выше по сравнению с газлифтом. Компрессорные станции были остановлены, а без них технология ООО «ИНКО» не применима. В настоящее время под компрессорный газлифт в России оборудовано всего около 0,3 % фонда скважин, и перспектив возрождения данного способа эксплуатации скважин не предвидится. Кроме того, данная технология неприменима в скважинах с давлениями нагнетания более 10-11 МПа.
В России для внедрения ВГВ, кроме компрессорных станций, использовали бустерные системы, не требующие в отличие от компрессоров тщательной подготовки газа. Однако применение сложных по конструкции объемных бустерных насосов-компрессоров (насосно-бустерных установок) для этих целей невозможно без создания высоких давлений газа на приеме насоса и тоже является дорогостоящим мероприятием. Бустер-ными насосами нельзя обеспечить высокую производительность, необходимую для реализации ВГВ на всем месторождении. Надежность объемных насосов в системах ППД также ниже, чем динамических насосов.
Проблемы, возникающие при использовании насос-но-бустерных установок для реализации ВГВ с использованием нефтяного газа, подробно описаны в работе [3]. Для ввода в нормальную эксплуатацию системы ВГВ на Илишевском месторождении с помощью насос-но-бустерной и подпорной компрессорной установок потребовалось 8 лет, причем было потрачено немало сил и средств. Вместе с тем расходы и давления, достигнутые при использовании такого сложного комплекса оборудования, не очень велики. По данным работы [3] расход воды составил 180-200 м3/сут, газа -4200-4600 м3/сут, давление нагнетания не превышало 9,5 МПа.
ОАО «РИТЭК» в настоящее время проводится ВГВ на нескольких опытных участках с применением на-сосно-бустерных, насосно-бустерно-компрессорной и насосно-эжекторной систем. Закачка воды и газа осуществляется всего в одну нагнетательную скважину на каждом объекте.
На западном куполе Восточно-Перевального месторождения была установлена насосно-бустерная система для последовательной закачки газа и воды в пласт, так называемого «газового заводнения» [4]. Данным проектом не предусматривалось использование нефтяного газа. В качестве источника газа высокого давления использовали разведочную скважину газовой залежи, расположенной в 17 км от опытного участка, проложив к ней газопровод. Нагнетательную скважину реконструировали под закачку природного газа с рабочим давлением 35 МПа на устье. Была создана также система для предотвращения гидратообразова-ния в стволе нагнетательной скважины (метанольное хозяйство оказалось неэффективным и его заменени-ли на электроподогрев газопровода). Как следует из работ [4, 5], при внедрении газового заводнения дополнительно добыто нефти (в расчете на условное топливо) меньше, чем закачано в пласт природного газа.
На восточном куполе Восточно-Перевального месторождения ОАО «РИТЭК» реализовало более сложную насосно-бустерно-компрессорную систему газового заводнения с подачей природного и нефтяного газов, подготовкой последнего, подпорным двухступенчатым поршневым компрессором, двумя бустерны-ми установками и закачкой в одну скважину.
В дальнейшем компания стала применять совместную закачку воды и газа в пласт, более эффективную, чем газовое заводнение. При этом на Средне-Хулым-ском месторождении, где ОАО «РИТЭК» было запланировано ВГВ с утилизацией нефтяного газа при по-
мощи системы из последовательно установленного винтового мультифазного насоса-компрессора 6МВН-250x50 и бустерной насосно-компрессорной установки УБ-400Х40КЭ, возникли проблемы с оборудованием. Во время проведения испытаний мультифазного насоса 6МВН-250х50 был установлен ряд технических недостатков, которые не позволили достичь перепада давления 5 МПа. С целью обеспечения работоспособности комплекса ВГВ компанией было принято решение о включении в технологическую схему нагнетания водогазовой смеси мультифазного винтового насоса МРС 208-45 производства зарубежной фирмы «Борне-манн» [6].
Другой технологией ВГВ, применяемой на Котовском месторождении ТПП «Волгограднефтегаз» ОАО «РИТЭК», является совместная закачка газа высокого давления из газовой шапки и воды с помощью разработанного ОАО «ПАРМ-ГИНС» кавитационно-диспергирующего про-тивоточного устройства, на входе которого установлен жидкостно-газовый эжектор [7]. В него насосами системы ППД подаются под давлением 14 МПа попутно добываемая вода евлановского-ливенского горизонта Ко-товского месторождения и под давлением около 10 МПа углеводородный газ из газовой шапки залежи бобри-ковского горизонта. Устройство позволяет получать на выходе водогазовую смесь с диаметрами пузырьков газа 5-40 мкм, которая направляется в пласт по лифтовой колонне труб нагнетательной скважины при устьевом давлении около 10,5-11 МПа. Соотношение объемов подаваемых на вход устройства воды и газа задается из условия обеспечения на входе в пласт объемного содержания в воде свободной газовой фазы 20 % в пластовых условиях. Данную технологию ВГВ можно отнести к насосно-эжекторной. Как известно, жидкостно-газовый эжектор является эффективным диспергато-ром смеси, поэтому использование на выходе эжектора дополнительного диспергирующего устройства было лишним.
В 2010 г. в залежь Южного купола евлановского-ли-венского горизонта Котовского месторождения было закачано 123,3 тыс. м3 воды и 5,7 млн. м3 газа. В том же году из залежи добыли 28,45 тыс. т нефти, что на 6,75 тыс. т (31,1 %) больше, чем в 2009 г. и на 7,02 тыс. т (32,8 %) больше прогнозного значения без закачки во-догазовой смеси [7]. Дополнительная добыча нефти в расчете на условное топливо превысила количество закачанного в пласт газа, что можно объяснить рациональным значением газосодержания смеси.
Важно отметить, что снижения приемистости нагнетательных скважин и образования гидратов при совместной закачке воды и газа на Самотлорском, Средне-Ху-лымском и Котовском месторождениях не наблюдались.
Основным препятствием для распространения насос-но-эжекторной системы ОАО «РИТЭК» является то, что для ее реализации требуется газ высокого давления. Кроме того, на Котовском месторождении давление закачки смеси было относительно невелико - около 11 МПа. Для более высоких
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.