Разработка и внедрение водогазовых методов повышения нефтеотдачи пластов в ОАО «РИТЭК»

О.В. Чубанов, зам. начальника НПЦ ОАО «РИТЭК»,

С.А. Харланов, главный специалист НПЦ ОАО «РИТЭК»,

Р.Г. Нургалиев, ведущий специалист управления научно-технического развития ОАО «РИТЭК» Рецензент - В.И. Кокорев, зам. генерального директора по науке и инновационной деятельности ОАО «РИТЭК»

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ВОДОГАЗОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ В ОАО «РИТЭК»

Сегодня можно наблюдать ярко выраженную тенденцию ухудшения структуры и качества нефтяных ресурсов как в России, так и во всем мире. По мере выработки запасов нефти на месторождениях, открытых и введенных в разработку в прошлом веке, растет доля запасов, относящихся к категории трудноиз-влекаемых.

Большая часть геологических запасов нефти остается в пласте только потому, что нефть и вытесняющая вода взаимно нерастворимы, в пористой среде на контакте нефти и воды возникают капиллярные силы и значительные градиенты капиллярного давления, которые в условиях микронеоднородности пористой среды блокируют остаточную нефть. В результате в низкопроницаемых и неоднородных коллекторах при коэффициенте вытеснения 0,22-0,36 и коэффициенте охвата вытеснением

0,6-0,7 коэффициент извлечения нефти составляет 15-25%.

Естественно, ситуация, когда из недр будет извлекаться всего 15% и даже 25% геологических запасов, недопустима, но принципиально изменить ее можно, только изменив саму систему разработки таких месторождений.

Одним из наиболее эффективных способов решения данной проблемы является использование водогазовых методов повышения нефтеотдачи пластов. Инновационная политика ОАО «РИТЭК» является главным элементом в концепции деятельности и развития компании. Сегодня используется более 60 собственных и привлеченных инновационных технологий. В настоящее время ОАО «РИТЭК» ведет работы по внедрению двух технологий водогазового воздействия. Рис. 1. Обзорная карта расположения Восточно-Перевального месторождения

0.бе.СПечеНИЯ|П0ДГ10Ш0ВКИ I

месторождений | к разработке

технологииххлвека!

Полныйкомплектлицензий

Гипронг-Экот

Комплексноепроектирование обустройства месторождений нефти и газа

_ современна ч/ ЗЛО «ГйПрОНГ;Дро^ного йнстйЯ«

модель ^доставление

2=Шг=»

—— Г" ^ л1 Д

г ТюМеНЬ’X до.41^2> Ф -

Наши пров£™^.

Обустройство,ме отранспорта,

|а„сГно-Палья"о=«ое

Западио-Могутлорское

Каменное (Юго

Крапивенское

етзги»

ППеоГ^арт<-»ское

рославльское Славинское Талинское

Рис. 2. Оборудование системы нагнетания газа

ПЕРВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ водогазового воздействия - технология «газового заводнения» на данный момент получила существенное развитие и успешно прошла опытно-промышленную апробацию на западном куполе Восточно-Перевального месторождения (ХМАО) (рис.1.).

Технология «газового заводнения» является глубокой модернизацией изобретения известного ученого-нефтяника И.Н. Стрижова. Согласно высказанной им идее повысить нефтеотдачу нефтяных месторождений можно за счет закачки газа высокого давления в состоянии смесимости с нефтью, что теоретически обеспечивает 100 процентный коэффициент вытеснения.

Недостатком данного способа разработки является снижение коэффициента охвата, что уменьшает возможный эффект от такого воздействия на пласт. Ведущими специалистами ОАО «РИТЭК» данная проблема была успешно решена, что подтверждено патентами Российской Федерации № 2142045 и № 2238389. Данное решение позволяет при сохранении коэффициента охвата, соответствующего обычному заводнению, и увеличении коэффициента вытеснения резко повысить нефтеотдачу пластов.

В случае применения «газового заводнения» (ГЗ) нефть вытесняется фронтальной газовой оторочкой с максимально возможной шириной, вслед за которой закачивают воду. Таким образом, газ обеспечивает высокий коэффициент вытеснения, а вода - высокий коэффициент охвата вытеснением.

ГЗ требует при своей реализации четкого контроля и управления,чтобы обеспечить сбалансированное участие газа и воды в процессе разработки. Невыполнение данного условия может привести к снижению нефтеотдачи по сравнению с максимально возможной.

Технология была запроектирована для применения на месторождениях ОАО «РИТЭК» и прошла экспертизу при защите проектных документов в ГКЗ и ЦКР. Разрабатываемый пласт АС9 Восточно-Перевального месторождения характеризуется низкой нефтенасыщенностью (0,48) и низкой продуктивностью (средний дебит эксплуатационных скважин по нефти на участке внедрения менее 10 т/сут.). Вязкость нефти в пластовых условиях равна 1,8 сПз.

Организация ГЗ на небольших месторождениях с компрессированием газа с величины в 0,1-0,2 МПа (попут-

ный нефтяной газ) до необходимых 30-35 МПа требует организации на промысле дорогостоящей системы многоступенчатого компремирова-ния.

Для реализации технологии необходим следующий комплекс технологического оборудования:

• насосная станция высокого давления для закачки жидкой фазы;

• многоступенчатая компрессорная станция высокого давления для нагнетания промысловых углеводородных газов;

• комплекс оборудования для подготовки промыслового газа для ком-премирования;

• оборудование для дозированной подачи метанола с целью предотвращения гидратообразования. Учитывая высокое (до 40 МПа) давление нагнетания, требуемое оборудование является уникальным и дорогостоящим (рис.2).

ГЗ оказывается экономически эффективным для малых и средних нефтяных месторождений, если недалеко от нефтяных залежей находятся залежи с природным газом высокого давления. Например, сеноманская залежь газа с пластовым давлением в 10 МПа. Сохранение высокого давления на входе в установку для закачки позволяет

ограничиться для получения необходимых параметров одной ступенью сжатия. При этом вытеснение нефти газом высокого давления будет осуществляться в состоянии смесимости при давлении, равном 30-40 МПа.

В Западной Сибири имеется достаточно много залежей природного газа высокого давления, использование которых позволит реализовать технологию ГЗ максимально эффективно. Степень сжатия газа при реализации технологии в данном случае не превысит 3-5. Специально для этих целей по заказу ОАО «РИТЭК» разработана не имеющая аналогов в отечественной промышленности бустерная насоснокомпрессорная установка УБ-400х40 КЭ. Данная установка реализует широко используемый компанией принцип индивидуальной закачки и обеспечивает сжатие газа с 8 до 38 МПа при расходе 40 000 нм3/сут. Промышленные испытания данной установки совместно с внедрением технологии водогазового воздействия были начаты в 2005 г. на ВосточноПеревальном месторождении НГДУ «РИТЭКнефть». Помимо бустерной насосно-компрессорной установки для технического обеспечения процесса закачки газа была разработана систе-

Рис. 3. Дожимная насосно-компрессорная установка типа УБ-400х40КЭ

ма, предотвращающая образование и отложение гидратов в нагнетательных трубопроводах и стволе скважины. Внедрение технологии ГЗ на западном куполе Восточно-Перевального месторождения можно разделить на несколько этапов.

1. Реконструкция разведочной скважины № 38-Р под газодобывающую и прокладка 17 км газопровода от площадки газодобывающей скважины до куста скважин, где расположена газонагнетательная скважина № 222.

на правах рекланы

Рис. 4. Общий вид системы обогрева нагнетательного газопровода

2. Реконструкция нагнетательной скважины № 222 под нагнетание газа с рабочим давлением на устье 35 МПа.

3. Монтаж бустерной насоснокомпрессорной установки со вспомогательной инфраструктурой.

4. Создание системы предотвращения гидратообразования в стволе нагнетательной скважины.

5. Отработка надежности работы силовой части бустерной насоснокомпрессорной установки и ее модернизация.

Поскольку давление опрессовки эксплуатационной колонны на технической воде составляло 15 МПа, а максимальное рабочее давление, как следует из этого, равно 13,6 МПа, что недостаточно для использования скважины в качестве газонагнетательной, в процессе реконструкции в мае

2004 г. требовалось упрочнение. Поставленная задача была решена за счет спуска и цементирования технологической колонны длиной 2670 м из труб диаметром 102 мм и толщиной стенки 6,5 мм группы прочности «Е». Цементирование колонны произво-

дилось в одну ступень раствором с плотностью 1,80-1,85 г/см3 с подъемом до устья.

Практика борьбы с гидратными пробками в стволе скважины путем введения в поток газоводяной смеси метанола является малоэффективной. В связи с этим для обеспечения температуры газа выше уровня гидратообразования нагнетательный газопровод оборудован системой электрического подогрева. Данная система была спроектирована и адаптирована к уже существующему оборудованию по разработке месторождения ОАО «РИТЭК» (рис. 4). Таким образом, разработанная специалистами компании технология позволяет полностью исключить вероятность образования гидратов.

На данный момент первые четыре этапа внедрения технологии ГЗ на западном куполе Восточно-Перевального месторождения выполнены. По мере необходимости оптимизируется технология закачки газа и модернизируется бустерная насосно-компрессорная установка с целью повышения надежности ее работы. Данный процесс заключается в первую очередь в замене

тех элементов установки, надежность которых не удовлетворяет требован иям технологического процесса.

ГЗ на Восточно-Перевальном месторождении проводится с ноября

2005 г. (рис. 5).

Накопленный объем закачки воды по скважине 222 к моменту внедрения ГЗ составил 78,8 тыс.м3. За период применения ГЗ, с 1.11.2005 г. по 1.08.2007 г., в пласт закачано 16,8 млн н.м3 газа.

Расчет эффективности применения ГЗ на участке производился по характеристикам вытеснения, предложенным Сазоновым (1978), в соответствии с требованиями ОСТ 153-39.0-050-2003. Для расчета базового уровня добычи нефти использовалась зависимость накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости по участку, включающему выбранные для анализа добывающие скважины.

Исходными данными для расчетов являлись результаты промысловых измерений объемов добываемой продукции. За базовый интервал принят отрезок в 9 месяцев, с марта 2005 г.

на правах рекламы

по ноябрь 2005 г., при этом достоверность аппроксимации полученной зависимости составила 0,99987, что позволяет с уверенностью экстраполировать ее на период,в пределах которого производилась оценка эффективности ГЗ.

Технологическая эффективность ГЗ по участку в целом рассчитывалась как разница между фактической накопленной добычей нефти за период расчета - с декабря 2005 г. по июнь 2008 г., включительно и теоретической накопленной добычей нефти за тот же период, рассчитанной по полученной зависимости.

Примеры расчета базовой добычи и прироста продукции по скважинам №№ 292 и 293 (с динамикой показателей разработки) за счет влияния ГЗ на Восточно-Перевальном месторождении приведены на рис.6 и 7.

С начала реализации технологии дополнительная добыча нефти за счет применения ГЗ на участке нагнетательной скважины № 222 ВосточноПеревального месторождения составила более 8000 т.

Рис. 5. Западный купол Восточно-Перевального месторождения. Участок применения ГЗ, район скважины 222

В 2007 г. с целью расширения применения технологии «газового заводнения» было принято решение о реализации технологии на восточном куполе Восточно-Перевального месторождения.

ВТОРАЯ ТЕХНОЛОГИЯ водогазового воздействия на пласт(ВГВ), разработка которой в компании началась сравнительно недавно, решает проблему утилизации попутного нефтяного газа на Средне-Хулымском

котутекс

www.komitex.ru

Геотекстильные полотна ГЕОКОМ для:

* строительство и ремонта автомобильных и железных дорог

* обустройства нефтяных, газовых и других месторождений

* городского благоустройства

ОАО “КОМИТЕКС”

Ї67981, г Сыктывкар, ул. 2-я Промышленная, 10. тел, (8212) 286-513, 286-547, 286-575 фа«с (0212) 28-45-60 mQгke^@koлnitex.гuIwww.komitex.ru

Ун.н.,т

фактич есклз накопленная добылз нефти 1 “Линейный

Рис. 6. Расчет базовой добычи и прироста добычи нефти по скв. 292

Рис. 7. Расчет базовой добычи и прироста добычи нефти по скв. 293

месторождении (ЯНАО). В данном случае речь идет о совместной закачке вытесняющих агентов (газа и воды) в составе водогазовой смеси.

Для реализации данной технологии была выбрана технологическая схема, состоящая из последовательно установленных винтового мультифазного насоса-компрессора и бустерной насоснокомпрессорной установки. Давление в такой технологической линии поднимается по схеме 0,5 МПа - 5 МПа - 25 МПа.

Если бустерная насоснокомпрессорная установка имеется

в распоряжении ОАО «РИТЭК» (УБ-400х40 КЭ), то в отношении мультифазного насоса проведенный анализ показал, что машины с необходимыми параметрами отечественной промышленностью не выпускаются. Поэтому был заключен договор с ОАО «ТатНИИнефтемаш» на разработку и поставку двухвинтового насоса-компрессора с дифференциальным перепадом давления 5 МПа.

В настоящее время с помощью ОАО «НижневартовскНИПИнефть» выполнен проект обустройства экспериментального участка Средне-Хулымского месторождения, выполнены строительно-монтажные

работы и ведутся пусконаладочные работы. Запуск первой линии по утилизации попутного нефтяного газа для ВГВ на Средне-Хулымском месторождении планируется произвести до конца 2008 г.

Таким образом, можно констатировать, что в компании ОАО «РИТЭК» ведутся активные работы по созданию, испытанию,доработке и внедрению передовых технологий повышения нефтеотдачи пластов на базе водогазовых методов, которые, согласно данным мировой нефтяной промышленности, обеспечивают большую часть дополнительно добываемой нефти.

на правах рекламы

ТЕрМЯ

Санкт-Петербург

www.terma-spb.ru

ІЛ

15 лет стабильной работы

на рынке производства изоляционных материалов

ТЕРМОУСАЖИВАЕМЫЕ АНТИКОРРОЗИОННЫЕ

ИЗОЛЯЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ

Адрес 192029, Россия

СПб, ул. Дудко д.З

Email info@terma-spb.ru

Website www.terma-spb.ru

Телефоны: + 7(812) 740-37-39

+ 7(812) 600-18-20

+ 7(812) 600-18-46

Факс + 7(812) 740-37-38

ИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ ЛИНЕИНОИ ЧАСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

• ТЕРМА-40, ТЕРМА-60—двухслойная лента с полимерным адгезионным слоем для нанесения 2-х спойной полимерной изоляции или 3-х слойной эпоксидно-полимерной изоляции.

• ТЕРМА-Л — защитная однослойная лента-обертка без адгезионного слоя, предназначена для использования в комплексных битумно-полимерных покрытиях, наносимых горячим способом в трассовых условиях.

• ТЕРМА-МХ — защитная двухслойная лента-обертка с самоклеящимся битумно-полимерным адгезионным слоем, предназначена для использования в комплексных битумно-полимер-ных покрытиях, наносимых холодным способом в трассовых условиях.

ИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ СВАРНЫХ СТЫКОВ ТРУБ и отводов

• ТЕРМА-СТМП — манжета для изоляции сварных стыков труб с 3-х слойным заводским полимерным покрытием диаметром до 1720 мм.

• ТЕРМА-СТ — лента для изоляции сварных стыков труб и отводов с 2-х спойным заводским полиэтиленовым покрытием. Для образования 3-х спойного покрытия может поставляться в комплекте с эпоксидным праймером.

МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ РЕМОНТА ИЗОЛЯЦИИ

• ТЕРМА-РЗ, ТЕРМА-Р — комплект материалов для ремонта мест повреждения заводского полиэтиленового покрытия труб, а также покрытия на основе термоусаживающихся лент. Состоит из термоплавкого ремонтного заполнителя и армированной ленты-заплатки.

ГИДРОИЗОЛЯЦИЯ ДЛЯ ТЕПЛОПРОВОДОВ

АДГЕЗИВЫ ДЛЯ ТРУБНЫХ ЗАВОДОВ