Как влияет наличие газа в пласте на объем закачиваемой воды кратко

Обновлено: 28.06.2024

Ключевые слова: смешивающееся вытеснение, закачка газа, коэффициент извлечения нефти (КИН), третичные методы

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 2(12), pp. 25-29

N.G. Glavnov, M.V. Vershinina, A.V. Penigin, D.O. Prokofev
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
D.Y. Bazhenov, A.N. Shorokhov, I.R. Garipov
Gazpromneft-Yamal LLC, RF, Tyumen
P.L. McGuire
Subsurface Consultants & Associates LLC, USA, Houston

Keywords: miscible, EOR, injection

Across company’s portfolio of technological projects an especial place is reserved for gas technologies and miscible flooding is one of them. It allows to increase current production and overall recovery factor but also helps utilize light gas components which otherwise would be flamed or sold without extra value. The oil field under consideration includes several oil rim reservoirs. The main consideration behind its development strategy was to use all available resources as efficient as possible. The gas plant is designed to produce stabilized NGL from associated gas and mix it with oil to gain extra value from increased volume and lightness. Lean gas is injected into gas caps. The other product is C₂-C₄ which could be sold with lean gas or put to good use and be injected in oil rim to displace oil in a miscible way. At the beginning PVT model was designed and MME was evaluated. Having results from actual lab experiments and compositional simulation software available optimal composition of injection fluids and pressure regimes were investigated. Reservoirs were ranked and most prominent chosen. Current and planned patterns of oilfields were studied for best injector location. Integrated models were built to monitor and predict produced and injected gas compositions and volumes. In addition they allowed watching for bottle-necks in production network, cryogenic plant, gas facilities and calculation of recycling volume.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-2-25-29

Рассматриваемое месторождение расположено на п-ве Ямал в регионе с неразвитой транспортной инфраструктурой. Промышленная разработка месторождения ведется с 2016 г.

В его разрезе выделяется 20 объектов разработки, 5 из них содержат 90 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти и относятся к основным. Залежи нефти представлены оторочками краевого и подстилающего типов с массивной газовой шапкой.

В составе подготовленного газа также присутствуют легкие углеводородные компоненты С2-С4, наличие которых влияет на растворение газа в нефти в пластовых условиях. При относительно небольших затратах на модификацию системы комплексной подготовки газа по сравнению с прогнозируемым эффектом эти компоненты могут быть выделены в отдельный поток с целью получения обогащенного газа и возможности организации смешивающегося вытеснения.

В процессе разработки месторождения меняется как фактический газовый фактор, так и состав добываемого газа. Принимая во внимание текущую оценку профиля добычи газа при пиковой добыче и накопленном ее объеме добычи, можно сделать вывод, что добываемого количества компонентов С2-С4 будет недостаточно для организации закачки в смешивающемся режиме во все резервуары или даже для полного обеспечения одного.

Еще одним важным фактором являются технологические ограничения текущего проекта установки комплексной подготовки газа (УКПГ), позволяющие построить установку с коэффициентом извлечения лишь около 50 % общего объемного содержания компонентов С2-С4. С целью оптимизации использования ресурса легких компонентов решались две задачи:

увеличение объема закачиваемого агента путем смешения потока с установки стабилизации конденсата с некоторым объемом сухого газа при сохранении условия смешиваемости;
выбор объекта и скважин для закачки с наименьшим удельным расходом газа на единицу дополнительной добычи нефти.

При выборе потенциальных пластов для закачки газа рассматривались все пять основных объектов разработки по нескольким критериям:

потенциальные геологические объемы запасов для воздействия;
эффективность вытеснения;
проектная стратегия воздействия на пласт (закачка газа и воды).

Первый критерий определяется нефтенасыщенной толщиной нефтяной оторочки, пористостью, остаточной нефтенасыщенностью и плотностью сформированной или проектной сетки скважин. Все эти параметры определяют дренируемый поровый объем, занятый нефтью после стадии истощения или заводнения.

Второй критерий связан с неоднородностью порового пространства и выдержанности коллектора в разрезе. Высокая однородность пласта-коллектора позволяет добиться равномерного фронта вытеснения нефти газом, что увеличивает коэффициент охвата и коэффициент извлечения нефти (КИН). Для описания и оцифровки параметров неоднородности использовались коэффициент ДикстраПарсонса и расчлененность.

Утвержденная проектная стратегия воздействия определяет возможность реализации на объекте водогазового воздействия (ВГВ), что позволяет увеличить площадь воздействия технологией при фиксированных ресурсах газа и потенциально повысить удельную эффективность технологии. Рассмотренные параметры представлены в табл. 1.

По результатам анализа оптимальными кандидатами для закачки газа являются пласты II, IV, которые характеризуются максимальной однородностью по проницаемости среди объектов и низкой расчлененностью. Пласт V также был выделен для дальнейшей детальной проработки, поскольку существует возможность реализации ВГВ и значительных геологических запасов.

рис. 1. Результаты slim-tube MME (шифр кривых Квыт – коэффициент вытеснения)

После проведения четырех экспериментов и получения точки смешения принято решение о выполнении пятого эксперимента при давлении выше на 4 МПа и с более сухим агентом для получения результата с целью более точной настройки PVT-модели.

Из рис. 1 видно, что при пластовом давлении 18 МПа и 65%-ном содержании метана в вытесняющем агенте (остальные компоненты – это C₂-C₄, а также десятые доли более тяжелых веществ) достигнутый коэффициент вытеснения находится на границе зоны смешения, следовательно, это содержание метана является максимальным. Из-за ограниченности ресурса C₂-C₄ при уменьшении доли метана будет сокращаться общий доступный объем закачиваемого агента, однако дополнительного эффекта (с точки зрения смешения) от этого не ожидается, так как газ и нефть уже находятся в зоне смешения, а значит, снизится дополнительная добыча нефти.

Для достижения максимальной эффективности проекта необходимо добиться эффективного распределения газа по объектам и скважинам.

Для этого по трем рассматриваем объектам месторождения построены композиционные 3D гидродинамические модели (ГДМ), проведена настройка на фактические показатели разработки по нефти и газу. Далее была проведена оценка зон месторождения по геологическим и петрофизическим параметрам и из самых перспективных выбрано несколько представительных секторов. Оцененные по расчетам на этих участках уровни эффективности, рассчитанные как отношение количества закачанного газа к количеству добытой дополнительной нефти, средние значения приемистости нагнетательных скважин и показатели эффективности по выполненным в мире проектам приведены в табл. 2.

Результаты моделирования подтверждаются мировым опытом проектов по закачке газа в смешивающемся режиме [2]. Для выбора резервуара под закачку агента учтена эффективность в пластах II и IV,превышающая показатель эффективности в пласте V, кроме того, более высокая приемистость скважин этих резервуаров дает возможность снизить число газонагнетательных скважин.

Для дальнейшего сужения выбора до одного объекта закачки смоделированы варианты с разной датой начала закачки. В настоящее время начало закачки планируется на 2021 г., при этом существенные дополнительные объемы газа, а следовательно, и ресурса компонентов С2-С4, с соседних месторождений ожидаются между 2023 и 2025 г. При переносе даты начала закачки на более поздний срок для пласта II (рис. 2) дополнительная добыча (по сравнению с базовым случаем истощения) и дебит снижаются существенно относительно 2021 г. Газ газовой шапки распространяется в оторочке вследствие отборов добывающих скважин, приводя к появлению высокопроницаемых для газа каналов и отключению скважин из-за высокого газового фактора. Это приводит к исключению рядов скважин из зоны воздействия агентом смешивающегося вытеснения и уменьшению дополнительной добычи, а значит, и снижению КИН. В то же время для пласта IV также наблюдается падение дебита, но практически не наблюдается уменьшение дополнительной добычи, что объясняется отсутствием распространенной газовой шапки в резервуаре, а также введением системы поддержания пластового давления водой в начале разработки. Таким образом, к закачке агента в пласт IV можно вернуться позже.

рис. 2. Добыча нефти в зависимости от года начала закачки в пласт II (а) и IV (б) (НИЗ – начальные извлекаемые запасы)

Анализ процесса закачки агента в разные скважины паттерна показал, что в 90 % случаев закачка под газонефтяной контакт дала лучшие результаты, однако результат зависит от локальной проводки скважины и интенсивности продвижения газовой шапки к скважинам. По итогам многовариантного композиционного моделирования для пласта II составлена карта эффективности закачки (рис. 3). Согласно этой карте лучшим для закачки является куст № 4, сочетающий максимальную эффективность, наибольшие запасы нефти и наиболее близкое расположение к УКПГ, что уменьшает капитальные вложения в прокладку трубопровода. Для расчета стратегии разработки использовалась интегрированная с системой сбора продукции ГДМ, в которой был учтен рецикл газа закачки и его процессинг на УКПГ. По результатам расчетов потенциальный прирост добычи относительно базовой может достигать от 2,5 до 6,5 млн т нефти по многовариантному моделированию, КИН в зоне воздействия увеличивается от 32 до 41-53 %, при этом даже минимальная граница соответствует PIпроекта в несколько единиц.

рис. 3. Карта эффективности закачки газа

Основными объектами инфраструктуры закачки станут УКПГ, трубопровод для транспортировки вытесняющего агента до куста, скважинная обвязка. На УКПГ происходят компримирование нефтяного газа, дальнейшее снижение давления на турбодетандерном агрегате (ТДА) со снижением температуры до -55 °C, стабилизация конденсата, который затем смешивается с нефтью, и получение фракций С2-С4. С целью повышения коэффициента извлечения С2-С4 из нефтяного газа проработаны три варианта модификации УКПГ: перераспределение газа на смешение с потоком C₂-C₄ с первой ступени сепарации вместо смешения с сухим отбензиненным газом, с последней вакуумной ступени сепарации; уменьшение температуры на ТДА. Первые две опции обеспечивают прирост соответственно 6 и 1 % к объему закачиваемого агента, последняя опция – на 35 % при снижении температуры после ТДА ниже -55 °C, что является рентабельным при текущей оценке экономики проекта. Установку с данной температурой решено рассмотреть для возможного использования после 2021 г. для объемов газа, поступающего с других месторождений.

В настоящее время выполняется проектирование надземного теплоизолированного трубопровода для транспортировки агента от УКПГ до выбранного куста длиной несколько километров. Кроме того, рассматривается переоборудование обвязки трех добывающих скважин с целью их перевода под нагнетание.

Для качественного моделирования процессов взаимодействия газа с нефтью необходимо проведение эксперимента по набухаемости нефти (swelling-test). Результаты данного эксперимента имеют первостепенное значение для качественной настройки уравнения состояния. В ходе исследования фиксируется объемное расширение нефти при растворении в ней закачиваемого газа, изменение давления насыщения, снижение плотности и вязкости нефти. Контрольной точкой эксперимента является определение констант равновесия двухфазной околокритической смеси.

Программа экспериментов также включает исследования содержания асфальтосмолопарафиновых соединений в нефти и динамики их выпадения при взаимодействии нефти с газом, позволяющие оценить риски кольматации зоны воздействия закачиваемого агента.

В базовом варианте предусматривается подготовка вытесняющего агента из нефтяного и природного газов исследуемого месторождения. Однако по мере увеличения ресурсной базы в регионе технически возможно использование газа новых месторождений для извлечения фракций С2-C4 с последующим применением в рамках технологии смешивающегося вытеснения на рассматриваемом месторождении. Следующая фаза проекта предполагает привлечение объема компонентов C₂-C₄, составляющего 60 % от имеющегося в первой фазе. Этого количества достаточно для получения дополнительной добычи нефти от 2 до 3,9 млн т для следующего с точки зрения потенциала пласта IV.

Поэтому для достижения оптимального расхода энергетических ресурсов объемы закачиваемой воды не должны превышать объемов отбора жидкости. Это следует учитывать при составлении проектов разработки новых месторождений, решении задач взаимного расположения эксплуатационных и нагнетательных сквзжин, их числа, способа эксплуатации и применяемого оборудования. [31]

Стационарный режим работы: в пластовых условиях объем закачиваемой воды равен объему отбираемой нефти. В каждой ячейке скважин на одну нагнетательную приходится т добывающих. [32]

Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше. [34]

Следует отметить, что в рассматриваемом случае объемы закачиваемой воды в пласты с низкой и высокой проницаемостью примерно одинаковы. Часто из общего объема воды, подаваемой насосами КНС, 40 % закачивается в пласты с более низкой проницаемостью под высоким давлением и 60 % в пласты с высокой проницаемостью под низким давлением. Следовательно, при раздельной закачке воды по второй схеме необходимо 60 % подаваемой воды пропускать через дросселирующие устройства, в результате чего капитальные и эксплуатационные затраты будут еще большими, чем в рассматриваемом случае. [35]

Требует углубленного и детального изучения вопрос перераспределения объема закачиваемой воды по различным зонам и участкам залежи с тем, чтобы поддержание пластового давления в полом по месторождению осуществлялось более равномерно с учетом степени истощенности и неоднородности пласта. [36]

Насосное оборудование КНС подбирают в зависимости от объема закачиваемой воды и требуемого давления нагнетания, устанавливаемых проектом или схемой разработки нефтяного месторождения. [38]

При добыче нефти продолжается тенденция к увеличению объемов закачиваемой воды в продуктивные пласты и давлений, при которых эта закачка производится. Это приводит к изменению пластового давления в зоне отборов добывающих скважин. Опыт разработки нефтяных месторождений, а также литературные данные указывают, что изменение пластового давления существенно влияет на динамику обводнения скважин. [40]

В процессе разработки нефтяных месторождений увеличивается отношение объемов закачиваемой воды к добываемой нефти, что вызывает увеличение обводненности продукции скважин. В связи с этим возрастают объемы утилизируемых пластовых и сточных вод ( табл. 76) и соотношение объемов закачиваемых сточных вод и общего объема закачки. [41]

В зависимости от площади заводняемого месторож-дения и объема закачиваемой воды от подъемных насосных станций к кустовым насосным станциям сооружаются магистральные водоводы по кольцевой или лучевой системе. Через каждые 3 - 5 км длины магистрального водовода устанавливаются задвижки для ускорения ремонтных работ. В местах установки этих задвижек должны быть сооружены колодцы. [42]

Необходимо отметить, что при постоянном значении объема закачиваемой воды , после прорыва ее в эксплуатационное скважины, с увеличением водонефтя-ного фактора дальнейшее увеличение значения коэффициента охвата незначительно, чем и можно объяснить одну из основных причин малой эффективности процесса заводнения в истощенных залежах нефти. Обычно на практике при регулировании процесса заводнения, после прорыва вод в эксплуатационные скважины, ограничивают количество нагнетаемой воды в пласт, а в некоторых случаях вообще прекращают закачку. По-видимому, здесь наиболее целесообразно ограничивать не нормы нагнетания, а отбор жидкости в эксплуатационных скважинах, где наблюдается прорыв закачиваемой воды, ибо создание противодавления на забоях эксплуатационных скважин может препятствовать прорыву закачиваемых вод. При этом давление в наиболее проницаемом пропластке возрастает, в результате чего вытеснение нефти водой может произойти не только по простиранию пласта, но и по вертикали. В данном случае, очевидно, будет увеличение коэффициента охвата в результате возрастания существующих перетоков между пропластками. [43]

Аналогичная картина проявляется и на взаимно корреляционных функциях объем закачиваемой воды - дебит жидкости ( рис. 22); уровень связи между нагнетательным рядом скважин и ближайшим рядом эксплуатационным выше, чем с удаленным рядом. [44]

Число нагнетательных скважин, их местоположение на площади, объемы закачиваемой воды , давление ее нагнетания и ввод фонда скважин по годам эксплуатации устанавливают проектом или схемой разработки нефтяного месторождения. [45]

Значительно раньше, чем заводнение с целью поддержания пластового давления и вытеснения нефти из истощенных пластов на многих месторождениях использовали технологию нагнетания природного или нефтяного газа. При этом вначале газ нагнетали в пласты при давлениях, не обеспечивающих смесимость его с нефтью. ■*■ До применения искусственного заводнения нефтяных залежей технологию вытеснения нефти газом считали экономически вполне оправданной, так как она позволяла поддерживать дебиты скважин и повышать нефтеотдачу пологозалегающих пластов на 5-10% по сравнению с режимом растворенного газа, а крутозалегающих на 15-20%.

Однако после широкого применения заводнения залежей с пологозалегающими пластами было однозначно установлено, что газ при не смешивающемся с нефтью вытеснении хуже как вытесняющий агент, чем вода, основная причина малой эффективности газа как вытесняющего агента — его малая вязкость (в 10—15 раз ниже вязкости воды), обусловливающая его быстрые прорывы по крупнопористым и высокопроницаемым слоям (зонам) в добывающие скважины, резкое снижение их дебитов по нефти и охвата пластов вытеснением.

Механизм процесса. В отличие от воды, которая в заводненной зоне гидрофильного пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а под действием гравитационных сил — верхние части пласта. Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа, с целью уменьшения их недостатков, применением их периодического, циклического нагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе.

Тогда можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа, т. е. от применения водогазовых смесей. При этом условии эффект от совместного чередующегося нагнетания воды и газа в пласты, т. е. вытеснения водогазовой смесью, будет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазы зависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газа увеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10 — 15 %), при которой газ неподвижен.

Эффективность и технология процесса. Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии также более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем раздельно только водой или только газом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 — 15 % по сравнению с обычным заводнением. Главное условие оптимальности процесса водогазового воздействия на пласт — обеспечить равномерное распределение нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т. е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда достижимо, поэтому эффективность может быть значительно ниже указанной, и тем ниже, чем однороднее пласт.

Нагнетание газа и воды в пласты поочередно оторочками (продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30 суток) или одновременно в смеси через одну и ту же нагнетательную скважину также обладает большими недостатками.

Приемистость (продуктивность) нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается — для газа в 8—10 раз, а для воды в 4 — 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости призабойной зоны пласта.

Гравитационное разделение газа и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охвата пласта процессом на 10 — 20 % в зависимости от неоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.

Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется.

Вследствие этих недостатков циклический метод водогазового воздействия на пласты требует значительного увеличения числа нагнетательных скважин для обеспечения необходимых объемов нагнетания рабочих агентов и отбора нефти, повышенных давлений нагнетания и сложного устьевого оборудования для нагнетательных скважин. Однако соответствующими технологическими и техническими решениями можно уменьшить и даже исключить отрицательное влияние этих факторов. Для этого требуются оптимальные условия вскрытия пластов в скважинах перфорацией, размещение их и эксплуатация, обеспечивающие изменение направления потоков и целенаправленное использование гравитационных эффектов.

В данной статье рассмотрен мировой опыт применения технологии водогазового воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. Также рассмотрена эффективность применения данной технологии на различных месторождениях.

Ключевые слова: водогазовое воздействие, коэффициент извлечения нефти, совместная закачка, переменная закачка, диоксид углерода, углеводородный газ.

Технология водогазового воздействия — это один из методов, увеличения нефтеотдачи за счет комбинирования закачки воды и газа. В отличие от воды, которая занимает мелкие гидрофильные поры и сужения, газ как несмачивающая фаза, наоборот, занимает крупные гидрофобные поры, а также, под действием гравитационных сил, частично занимает объем кровли пласта.

Наиболее эффективным, по сравнению со стационарным заводнением, считается применение водогазового воздействия на месторождениях, имеющих геологические неоднородности, на месторождениях с плохими коллекторскими свойствами, а также на нефтяных залежах повышенной вязкости. Как правило, выделяют следующие виды водогазового воздействия на продуктивные пласты: последовательная закачка агентов; попеременная или чередующаяся закачка агентов и совместная закачка агентов в пласт.

Совместная закачка агентов реализуется двумя способами:

– с помощью бустерных установок;

– с помощью эжекторных систем.

Достоинства технологии водогазового воздействия:

– повышение нефтеотдачи пласта за счет достижения в присутствии: газа — более высокого коэффициента вытеснения; воды — более высокого коэффициента охвата;

– возможности применения технологии как в составе действующей системы ППД, так и на отдельных скважинах, и на месторождении в целом;

– решение проблемы утилизации попутного газа на промыслах.

 требования к наличию источников газа в требуемых объемах;

– необходимость использования газа повышенного давления;

– усложнение конструкции скважины в связи с повышенными требованиями к герметичности эксплуатационной колоны и НКТ;

– высокие единовременные капитальные вложения по созданию системы газоснабжения. [1]

На сегодняшний день технология ВГВ успешно применяется на более чем 70 месторождениях по всему миру, расположенных как на суше, так и в море. Лишь в единичных случаях при применении ВГВ не удалось добиться значительного увеличения нефтеотдачи, что подтверждает эффективность применения данной технологии

Около 60–65 % проектов водогазового воздействия реализовано на территории США. В данном регионе преобладает использования CO₂ в качестве рабочего агента, благодаря которому наблюдается значительное увеличение добычи нефти (с 1987 по 2011 гг. увеличение с 28 до 77 %), в то время как при использовании углеводородных газов добыча снизилась в среднем с 30 % до 20 %, это связано с более высокой технологической эффективностью закачки CO₂ и меньшей его стоимостью по сравнению с углеводородным газом.

Так в связи с тем, что успешность проектов с применением углеводородных газов в несколько раз ниже, чем с использованием СО₂. закачка углеводородных газов, на территории США, в качестве рабочего агента применяется лишь на Аляске, Другой причиной применения на Аляске закачки в пласт углеводородных газов является действующий запрет на выбросы в атмосферу парниковых газов (федеральный закон National Environment ProtectionAct (NEPA) и экологические стандарты). [2]

На расположенных на суше месторождениях Канады и США, имеющих терригенные коллектора и предусматривающих, согласно проекту разработки, закачку углеводородных газов, не было достигнуто значительное увеличение добычи нефти, но в то же время на морских месторождениях, имеющих терригенные коллектора, наблюдается иная ситуация. Исходя из этого следует, что закачка углеводородного газа в пласт является обоснованной лишь в том случае, если нет иного способа реализации данного газа.

За рубежом, при реализации проектов водогазового воздействия с применением углеводородных газов в качестве одного из рабочих агентов средний прирост КИН составил 8,9 %, в то время как для проектов, реализованных на территории СССР и РФ с использованием углеводородных газов в качестве одного из рабочих агентов показатель среднего прироста КИН составил 9,1 %. В среднем, за последние 15 лет проектный прирост КИН при применении ВГВ составляет 10–12 % в том числе и для режима смешивающегося вытеснения.

В отличие от CO₂, использование углеводородных газов обеспечивает режим смешивающегося вытеснения только для легких нефтей ( 3 ) при соблюдении в пласте термобарических условий (пластовое давление >15–18 МПа для жирного газа и 24–28 МПа для метана). Исходя из этого можно сделать вывод, что низкая эффективность отечественных проектов ВГВ объясняется тем, что не были соблюдены условия режима смешиваемости (в первую очередь по давлению).

Хотя корреляция между пластовым давлением и увеличением нефтеотдачи относительно базового варианта разработки не прослеживается, из результатов опытно-промышленного использования технологий водогазового воздействия с раздельной закачкой вытесняющих агентов видно, что эффективность использования данной технологии зависит от проницаемости коллектора.

При реализации ВГВ на Битковском месторождении (проницаемость коллектора 0,005–0,007 мкм 2 ) были выявлены следующие проблемы:

– из-за недостаточного давление нагнетания (20 МПа) не была освоена попеременная закачка рабочих агентов в часть нагнетательных скважин;

– не удалось осуществить постоянное поддержание соотношения газа и воды при закачке рабочих агентов в нагнетательные скважины;

– с 1986 г. начали снижаться объемы нагнетания воды и газа. [3]

Определенные технологические проблемы имели место при проведении эксперимента по водогазовому воздействию на Самотлорском месторождении:

– в связи с задержками при закупке, поставке и монтаже компрессорной станции закачка газа была начата с отставанием от сроков, определенных в технологической схеме разработки на 1,5 года;

– перетоки газа были отмечены по всем объектам воздействия;

– не достигало проектных значений давление нагнетания газа на устьях нагнетательных скважин, в результате не обеспечивались проектные объемы закачки рабочих агентов, что привело к ухудшению вытеснения нефти.

Таким образом в результате работ, проведенных на Самотлорском месторождении, была принята рекомендация, согласно которой наибольший технологический эффект достигается от применения ВГВ в области низкой проницаемости — менее 0,05 мкм 2 . [4]

На месторождении PuBei с проницаемостью коллектора 110,5*10– 3 мкм 2 технологический эффект от ВГВ по ранее заводненным участкам оказался в 1,5–2 раза ниже, чем по участкам, на которых водогазовое воздействие применялось как вторичный метод. В ряде случаев рабочее давление компрессорных станций не позволило обеспечить закачку газа после завершения полуцикла закачки воды, что привело к уменьшению количества нагнетательных скважин. [5]

Ввиду того, что снижение приемистости нагнетательных скважин по газу из-за попадания воды в призабойную зону пласта наблюдается для целого ряда проектов водогазового воздействия, то при закачке воды в низкопроницаемый коллектор может произойти выбытие скважины из нагнетательного фонда, следовательно, к актуальным задачам использования ВГВ в условиях низкопроницаемого коллектора также относится и решение данной проблемы.

На Алексеевском участке в ноябре 2005 года внедрена технология водогазового воздействия на двух отдельных залежах, в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах кизиловского горизонта с высокой неоднородностью и низкой проницаемостью коллектора. Увеличении КИН на данном месторождении достигается за счет стабилизации вытесняющего фронта и повышения подвижности пластовой нефти за счет закачки водогазовой смеси. Также при применении данного метода происходит утилизация попутно добываемого газа.

Для реализации ВГВ на Алексеевском месторождении была разработана относительно дешевая и простая технология вытеснения нефти. Для получения наибольшего эффекта, был получен определенный алгоритм закачка водогазовой смеси, с содержание газа в 30 %, так как, согласно результатам исследований, при данных значениях достигается наибольший прирост КИН — порядка 32 %. В результате внедрения данной технологии на Алексеевском месторождении удалось получить величину газосодержания в 12 % и величину текущего КИН в 19,4 %. [6]

Эффективность достигается за счет уменьшения вязкости нефти при помощи растворения в ней закачиваемого газа, отмывающей способности газа, циклической закачки смеси воды и газа, а также благодаря закачке теплой смеси. При компримировании газа выделяется большое количество тепла, что в свою очередь позволяет добиться температуры на 5–6°С выше пластовой.

Таким образом можно сделать выводы о том, что эксперименты по вытеснению нефти из пласта водогазовым воздействием проводятся достаточно давно. Многие из этих экспериментов являются успешными. В тоже время многие области применения данного МУН малоисследованы или не исследованы вовсе. Особо это касается изучения процесса вытеснения водогазовым воздействием нефти с повышенной вязкостью.

Основные термины (генерируются автоматически): водогазовое воздействие, газ, проницаемость коллектора, месторождение, углеводородный газ, Алексеевское месторождение, низкопроницаемый коллектор, рабочий агент, Самотлорское месторождение, технологический эффект.

Область применения закачки газа для поддержания пластового давления

Пластовое давление – это давление, сложившееся в пласте-коллекторе до начала извлечения полезного ископаемого.

В продуктивных пластах, в состав которых входит глинистый материал, способный разбухать при его смачивании водой, закачка воды с целью поддержания пластового давления малоэффективна. В этом случае закачка газа, который не взаимодействует с горными породами, является достаточно эффективным способом поддержания пластовой энергии, потому что при этом соблюдаются такие параметры процесса, как давление и приемистость.

Закачка газа является процессом, который более дорогой и энергоемкий, чем закачка воды. Это объясняется следующими причинами:

При закачке воды нужное забойное давление создается давлением воды на устье скважины и высоким гидростатическим давлением водяного столба жидкости. При закачке газа, плотность которого меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба очень низко, примерно в 7-15 раз ниже, чем водяного. Поэтому возникает необходимость создания забойного давления посредством увеличения давления на устье скважины, что способствует увеличению энергозатрат на осуществление процесса.
Из-за большой сжимаемости газа, его предварительно необходимо сжать до забойного давления, что становится причиной роста энергозатрат. А при закачке воды энергия сжатия практически нулевая, из-за ее «жесткости.
При закачке газа в продуктивный пласт, часть его растворяется в нефти, что вынуждает увеличивать закачиваемый объем.

Поддержание пластового давления при помощи закачки газа не используется широко, а применяется в основном на истощенных месторождениях, где пластовое давление мало, а также на неглубоких месторождениях.

Готовые работы на аналогичную тему

Технология закачки газа для поддержания пластового давления и борьба с прорывами

Принципиальная схема закачки газа на месторождении изображена на рисунке ниже.

Рисунок 1. Принципиальная схема закачки газа . Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1 – эксплуатационная скважина; 2 – нагнетательная скважина.

Для поддержания пластового давления используются два вида газов:

Углеводородные (обогащенный и сухой).
Неуглеводородные (продукты сгорания, азот, диоксид углерода).

Еще одним способом закачки является водогазовое воздействие, заключающееся в совместной, попеременной и последовательной закачке реагентов.

Компрессоры, которые необходимы для осуществления закачки газа подбираются на основе показателей давления на устье скважины, а также общего расхода нагнетаемого газа. Если на месторождении имеется источник природного газа, обладающий высоким давлением, то его можно использовать для поддержания пластового давления, что значительно сокращает капитальные затраты, так как исчезает необходимость в сооружении компрессорных станций, а также снижаются энергозатраты на закачку газа, являющиеся основными расходами.

Наиболее предпочтительными газами для закачки считаются углеводородный и углекислый газы, так как они обладают высокой степенью растворимости в нефти, что способствует снижению ее вязкости и росту коэффициента извлечения. К тому же их закачка более безопасна, в отличии от закачки воздуха, в результате которой могут образоваться взрывоопасные смеси.

Газ в скважину закачивается через насосно-компрессорные трубы, которые спускаются туда до верхней части фильтра колонны. Пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части насосно-компрессорных труб. Данная операция делается для изоляции колонны, которая может не выдержать давления, создаваемое во время закачки газа.

Обсадная колонна – это труба, входящее в состав скважины, используемая для изоляции ее ствола от пластовых флюидов, а также укрепления стенок скважины.

Возможные прорывы нагнетаемого газа в эксплуатационные скважины, могут стать причиной увеличения удельного расхода газа и энергозатрат. Поэтому процесс закачки газа нуждается в постоянном контроле. Обычно прорывы происходят по наиболее проницаемым прослоям, после вытеснения из них нефти и воды. Такие прорывы легко выявляются при закачке воздуха, так как в извлекаемом газа увеличивается содержание азота, которое сопровождается увеличением газового фактора.

Борьба с прорывами осуществляется при помощи отбора жидкости из скважин, где он произошел. Из-за отбора возрастает давление на забое скважины и уменьшается или полностью прекращается подача газа. Иногда для ликвидации прорыва полностью закрывают скважину. Еще один способ закачки заключается в закачке со стороны нагнетательной скважины вязкой жидкости вместе с газом. Такая смесь заполняет проницаемый прослой, что затрудняет фильтрацию газа по прослою.

Читайте также: