ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть»

Важнейшей задачей при разработке и эксплуатации месторождений является поддержание пластового давления. Для решения этой задачи в большинстве случаев применяется метод заводнения.

Широкое распространение данного метода обусловлено тем, что он позволяет разрабатывать залежи высокими темпами, ускорить вывод эксплуатационных объектов на высокие уровни добычи нефти и увеличить в среднем вдвое нефтеотдачу пластов по сравнению с разработкой на естественных режимах.

Вместе с этим, эффективность вытеснения нефти водой в сложных геолого-физических условиях разрабатываемых объектов небольшая. Доминирующее влияние на эффективность заводнения оказывает смачиваемость породы и микро- и макронеоднородность пласта.

Планирование системы ППД является важной задачей, в частности, в уникальных геолого-физических условиях Северо-Даниловского месторождения, где базовым вариантом разработки является разработка с ППД водой. Осложняющими факторами, которые во многом определяют успешность заводнения на месторождении являются:

- преимущественно гидрофобный характер смачиваемости коллектора;

- низкие значения относительной фазовой проницаемости по воде;

- коэффициент вытеснения по воде меньше, чем по газу.

Также на Северо-Даниловском месторождении присутствует проблема реализации попутного нефтяного газа. Как вариант рассматривается закачка газа во временное подземное хранилище газа. Однако закачка газа в пласт, возможно, будет более эффективным методом реализации ПНГ.

В связи со всем вышеперечисленным, рассматривается возможность применения газовых методов увеличения нефтеотдачи для пласта Б5 Северо-Даниловского месторождения.

Газовое и водогазовое воздействие

В условиях неоднородного коллектора пласта Б5 Северо-Даниловского месторождения закачка газа будет неэффективна, в связи с его ранним прорывом к добывающим скважинам. Для выравнивания фронта вытеснения следует применять технологию водогазового воздействия. Эффективность водогазового воздействия на пласт повышается с увеличением неоднородности [1].

Преимущества технологии водогазового воздействия состоят в следующем:

- повышается нефтеотдача пласта за счет достижения в присутствии: газа – более высокого коэффициента вытеснения; воды – более высокого коэффициента охвата;

- технология ограничивает темпы прорыва воды в добывающие скважины;

- газ полезно расходуется.

Виды агентов вытеснения при газовом/водогазовом воздействии

В качестве газовых агентов применяются такие газы как азот, дымовой газ, углекислый газ, углеводородный газ и смесь различных газов. Наиболее перспективными газами для применения видятся ПНГ, как наиболее доступный на месторождении газ, и СО₂, так как показывает высокую технологическую эффективность.

Для выбора наиболее эффективного агента вытеснения необходимо рассчитать минимальное давление смесимости аналитически либо экспериментально. В зависимости от того, ниже или выше значение давления смесимости пластового давления, будет происходить смешивающееся или несмешивающееся вытеснение.

В нашем случае минимальное давление смесимости было рассчитано по корреляциям Sebastian, Dong и Yuan, так как именно эти корреляции показали наибольшую сходимость с результатами лабораторных исследований, проведенных на месторождениях-аналогах.

По результатам расчетов получили, что для азота, сухого газа и дымового газа давление смесимости намного больше пластового давления, вытеснение будет происходить на несмешивающемся режиме, поэтому эти газы не подходят для закачки. Давление смесимости для ПНГ и смеси ПНГ+СО₂ наиболее близко к пластовому давлению и будут давать наибольший эффект. Именно эти два варианта составов газа выбраны для дальнейшей работы.

В первом варианте (закачка ПНГ) вытеснение будет происходить на ограниченно-смешивающемся режиме. При этом будет происходить увеличение коэффициента извлечения нефти и решаться проблема утилизации попутного нефтяного газа.

Во втором варианте (закачка смеси ПНГ+СО₂) вытеснение будет происходить на полностью смешивающемся режиме. Коэффициент вытеснения достигнет 100%. Также будет решаться проблема утилизации и ПНГ, и СО₂. Это позволит полностью избавиться от выбросов углекислого газа и перейти на «зелёное» производство.

Схема отделения попутного нефтяного газа

Для реализации предложенных вариантов была разработана схема отделения попутного нефтяного газа (рисунок 1).

 

Рисунок 1 - Схема отделения попутного нефтяного газа

 

В первом случае, для сжигания на собственные нуждыпромысла используется часть газа первой ступени сепарации, а остальной газ уходит на закачку в пласт. Это делается для зажирнения закачиваемого газа в целях уменьшения минимального давления смесимости.

Во втором случае, реализовывается та же самая схема и добавляется углекислый газ, который выделяется от сжигания газа с первой ступени сепарации. Это позволяет дополнительно снизить минимальное давление смесимости и опустить его ниже пластового давления. В этом случае вытеснение будет происходить на полностью смешивающемся режиме и коэффициент вытеснения достигнет 100%.

Получение углекислого газа

Источником углекислого газа будет служить электростанция на месторождении. Сжигание попутного нефтяного газа на собственные нужды промысла влечет за собой выделение дымового газа, который содержит большое количество CO₂. Для отделения углекислого газа от смеси дымового газа предлагается 2 установки: абсорбционно-десорбционная и мембранная. С точки зрения апробации наиболее перспективной видится абсорбционная установка. С точки зрения экономики – мембранная технология. Однако используется мембранная установка пока только для отделения азота от воздушной смеси, но доработав эту технологию, ее можно будет использовать и для отделения СО₂.

Оценка объемов закачиваемых агентов

Для того, чтобы узнать соотношение объемов закачиваемых агентов и входит ли это соотношение в оптимальный диапазон, проведена оценка имеющихся объемов газа.

Расчет количества выделившегося углекислого газа от сжигания газа на собственные нужды производился исходя из компонентного состава газа.

Проанализировав полученные значения, сделан вывод, что имеющегося газа достаточно для реализации водогазового воздействия. Среднее соотношение объёмов газа и воды 40:60(%). Это соотношение входит в оптимальный диапазон, при котором коэффициент извлечения нефти максимальный (рисунок 2) [2].

 

Рисунок 2 - Соотношение объемов закачиваемых агентов при ВГВ

 

Основные риски при проведении водогазового воздействия

В ходе выполнения работы проанализированы основные риски при реализации водогазового воздействия. Ими являются: гидратообразование, выпадение асфальтенов, коррозия оборудования, прорыв газа к добывающим скважинам и гидроразрыв пласта.

На основе этого анализа составлена программа лабораторных исследований, позволяющая уточнить условия существования данных рисков и исключить их.

Технологический и экономический эффект

Выполнено композиционное моделирование водогазового воздействия. По итогам моделирования получено увеличение технологических и экономических показателей.

 

Список литературы

1. Мэн Л., «Физическое моделирование вытеснения нефти газом (растворителем) с использованием керновых моделей пласта и slim tube,» Москва, 2016.

2. Дроздов А.Н., ЕгоровЮ. А., ТелковВ. П., ВербицкийВ. С., Деньгаев А. В. и ЛамбинД. Н., «Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты» Территория Нефтегаз, № 2, pp. 54-59, 2006.

 

 

1. Родин В.И., Шалыгин А.А. Оценка теплофизических и фильтрационно-емкостных свойств…

2. Шалагин А.А., Дадаев Р.В. Оценка применимости метода внутрискважинной расходометрии…

 

⇐ Предыдущая21222324252627282930Следующая ⇒

Поделиться: