За последние 10 лет существенно изменилась структура запасов нефти на месторождениях России, возрастает доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), требующих применения новых технологий разработки.
В связи с этим возникает острая необходимость совершенствования методов увеличения нефтеотдачи пласта. Кроме этого в последние годы для нефтедобывающих предприятий правительством России поставлена задача утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), добываемого вместе с нефтью.
В соответствии с постановлением РФ от 8 ноября 2012 г №7 с нефтяных компаний взимаются штрафы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и рассеивании попутного нефтяного газа.
За 2013 г на территории РФ утилизировано 17,1 млрд м3 ПНГ на факелах, поэтому возрастающее внимание общества и государства к проблемам экологии заставляет нефтяные компании взглянуть на эту проблему с новой, экологической, а не только техникоэкономической точки зрения. Одним из возможных перспективных путей решения поставленных правительством РФ задач является использование технологии водогазового воздействия (ВГВ).
Технология ВГВ заключается в том, что ПНГ после сепарации можно использовать для нагнетания в пласт. Применение газа для ВГВ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов, обезопасить окружающую среду от вредных воздействий, а нефтяные компании избавить от штрафов за сжигание газа.
Необходимо заметить, что, например, в США ежегодно 10-15% добываемого ПНГ закачивается обратно в пласт (сайклинг-процесс) для поддержания пластового давления.
Водогазовое воздействие является комбинацией обычного заводнения и газовых методов. В отличие от воды, которая в заводненной зоне пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие гидрофильные поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза, наоборот, занимает крупные гидрофобные поры, а под действием гравитационных сил ‒ и кровельные части пласта.
Эффективность водогазового воздействия по сравнению с заводнением особенно проявляется на месторождениях с геолого-физическими неоднородностями, месторождениях с плохими коллекторскими свойствами. При ВГВ производится нагнетание в пласт либо водогазовой смеси, либо поочередное нагнетание оторочек воды и газа.
По способу нагнетания технологии ВГВ подразделяются:
- последовательная;
- попеременная (компрессоры);
- совместная закачка водогазовой смеси (эжекторные и бустерные системы).
При совместной закачке водогазовой смеси применяют 2 технологии:
1. При помощи бустерных установок.
2. При применении эжекторных систем.
Бустерная установка работает по принципу одноступенчатого компрессора с гидрозатвором.
Данный способ компремирования обладает следующими преимуществами:
- высокий термодинамический КПД компремирования газа с утилизацией тепла в потоке газожидкостной смеси;
- высокая надежность и ремонтопригодность оборудования;
- невысокие требования к квалификации обслуживающего персонала.
Но при этом следует отметить достаточно высокие капитальные вложения при проектировании и строительстве данных установок на нефтедобывающем промысле. Использование эжекторных устройств для образования и закачки водогазовой смеси в пласт имеет ряд преимуществ по сравнению с применением компрессоров: в отличие от компрессоров эжекторные устройства характеризуются предельной простотой конструкции, несоизмеримыми расходами капитальных вложений на их проектирование и изготовление. Они могут устанавливаться на любом отдельном нефтяном кусту без строительства дополнительных дорогостоящих сооружений (принципиальное отличие от бустерных установок) и другое.
Технология водогазового воздействия получила свое широкое распространение на Западе. Большинство зарубежных месторождений, на которых применялось водогазовое воздействие, расположено в Канаде и США.
1й известный опыт промыслового применения, обнаруженный при литературном поиске, это проект на месторождении North Pembina в провинции Альберта, Канада. Известно, что проект был начат в 1957 г и проводился компанией Mobil.
Разработка нефтяных месторождений Пермского края с высокой вязкостью пластовой нефти (более 20 мПа·с), характеризуется коэффициентами извлечения нефти (КИН) до 0,3.
В этих условиях актуальны вопросы оценки эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) продуктивных пластав, в частности, и технологии водогазового воздействия с использованием для извлечения жидких углеводородов нефтяного газа.
Численное исследование эффективности разработки с применением ВГВ в данной работе выполнено на примере турнейской залежи пластово-массивного типа Змеевского месторождения при вытеснении нефти однородной смесью, газ, который присутствует внутри жидкой фазы в виде мельчайших пузырьков. Эта система может проникать в поровые каналы самых различных размеров.
Вязкость пластовой нефти турнейского яруса (48,8 мПа·с) превышает величину 30 мПа·с, начиная с которой вытеснение нефти водой становится недостаточно эффективным. Для моделирования ВГВ выбран участок залежи, включающий в себя 9 скважин, которые работают на одну дожимную насосную станцию (ДНС). Начальные поля давлений и нефтeнасыщенности для моделируемого участка выделены из текущих полей полной модели на 1 января 2013 г.
Все расчеты выполнялись с использованием симулятора ROXAR Tempset More 6.7 при размерах сетки модели 26*19*19.
В модели применен следующий принцип масштабирования: в каждой ячейке относительные фазовые проницаемости (ОФП) задаются как функции водонасыщенности Sω, в том числе критических водонасыщенности Sω и нефтенасыщенности Sо.
Основное внимание уделено адаптации накопленной добычи нефти и воды по каждой скважине. Для отслеживания изменения содержания газа в каждой расчетной ячейке использовалась опция POLYMER симулятора Tempset MORE. Вязкость полимера равна вязкости водогазовой смеси, задаваемой линейной функцией газосодержания:
При моделировании: прогнозных вариантов анализировалось продвижение фронта закачиваемой смеси во времени. В зависимости от газонасыщенности изменялись остаточная нефтенасыщенность и PVT-свойства для каждой ячейки (в модель изначально было заложено 7 таблиц, Описывающих изменение свойств нефти при увеличении газонасыщенности смеси от 0 до 29% через каждые 5%.
На рис. 1 приведены результаты расчета накопленной добычи нефти по всем скважинам для трех вариантов.
.jpg)
Рис. 1. Накопленная добыча нефти по рассматриваемым вариантам
Прирост добычи нефти при содержании газа в смеси 29% составил 11,3% относительно базового варианта. Эти результаты хорошо согласуются с мировым опытом. Например, по результатам моделирования ВГВ на керновом материале схожих объектов в РГУ им. И.М. Губкина получен прирост дополнительной нефти около 12%.
Оценка экономической эффективности применения ВГВ, выполненная в данной работе по методике, применяемой в филиале ООО ЛУКОЙЛ-Инжиниринг, ПермНИПИнефть в 102 г Перми, показала, что чистая прибыль по варианту прогноза с максимальным газосодержанием за расчетный период (15 лет) составляет более 200 млн руб.
При этом стоить отметить, что дополнительная прибыль за счет вовлечения в разработку новых запасов (повышение КИН) на уровне 180 млн рублей, и более 20 млн рублей составляет экономия за счет исключения штрафов, которые компании ООО ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ необходимо было платить за сжигание на факелах попутного нефтяного газа.
Выводы:
1) В условиях выработанных месторождений Пермского края наиболее перспективным направлением реализации технологии ВГВ является использование эжекторных устройств для образования и закачки водогазовой смеси в пласт ввиду упрощенной конструкции (минимизация капитальных вложений).
2) Расчеты ВГВ при гидродинамическом моделировании для залежи Пермского края показало, что прирост добычи нефти составил порядка 11% относительно базового варианта.
3) Оценка экономической эффективности применения ВГВ, показала, что чистая прибыль за 15 лет составляет более 200 млн руб., это свидетельствует об экономической эффективности реализации технологий ВГВ на залежах высоковязкой нефти Пермского края.
Список литературы
1. Дроздов А.Н. Расчет КПД насосно-эжекторной системы. Бурение и нефть. 2012. №3. С. 26‒28.
2. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. Газойл пресс, 2006, 200 с.
3. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. Справочник. Недра, 1980, 583 с.
Автор: Д. Керн, П. Илюшин ПНИПУ,
