Технология и техника водогазового воздействия на пласт для повышения углеводородоотдачи и утилизации попутного газа с помощью насосно-эжекторных систем

А.Н. Дроздов, И.А. Красильников, В.П. Телков (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина),

А.А. Фаткуллин

технология и техника водогазового воздействия на пласт для повышения углеводородоотдачи и утилизации попутного газа с помощью насосно-эжекторных систем

Водогазовое воздействие (ВГВ) является эффективным методом увеличения нефтеотдачи и кон-денсатоотдачи пластов [1, 2, 3 и др.]. При этом появляется также возможность использовать для извлечения жидких углеводородов из пласта попутный газ, который во многих случаях сейчас бесполезно сгорает в факелах. Эффективной, надежной и простой в обслуживании техникой и технологией для подготовки и закачки водогазовой смеси в нагнетательные скважины является использование насосно-эжекторных систем [4, 5, 6]. Они позволяют готовить на поверхности водогазовую смесь и закачивать ее в пласт оборудованием, которое может успешно эксплуатироваться в промысловых условиях российских месторождений. Немаловажным обстоятельством является то, что все оборудование для насосно-эжекторного ВГВ может быть изготовлено на отечественных машиностроительных заводах.

На рис. 1 представлена одна из возможных принципиальных технологических схем насосноэжекторных систем для ВГВ.

При работе системы насос 2 нагнетает воду в рабочее сопло эжектора 1 первой ступени сжатия, который откачивает газ низкого давления и нагнетает водогазовую смесь в сепаратор 3 под некоторым повышенным давлением. Туда же, в сепаратор 3, подается вода насосом 4.

В сепараторе 3 происходит разделение газа и воды. Жидкость поступает далее на прием насосов 2 и 5, а газ идет на прием эжек-

тора 6 второй ступени сжатия. В первой ступени сжатия газа жидкость циркулирует по замкнутому контуру с расходом, равным по-

Рис. 1. Принципиальная схема насосно-эжекторной системы для нагнетания водогазовой смеси в пласт на месторождении. 1 - эжектор первой ступени сжатия газа, 2, 4, 5, 7 - многоступенчатые лопастные насосы,

3 - сепаратор, 6 - эжектор второй ступени сжатия газа.

даче насоса 2. При этом циркулирующая вода существенно нагревается за счет перехода потерь энергии в насосе 2 и эжекторе 1 в тепло. Охлаждение циркулирующей жидкости и соответственно нагрев воды,подаваемой насосом

4 для закачки в нагнетательную скважину, осуществляется путем теплообмена при смешивании двух потоков воды в сепараторе 3. Этот нагрев полностью предотвращает выпадение гидратов при последующем повышении давления водогазовой смеси.

Вода поступает из сепаратора 3 на прием насоса 5. Туда же подается пенообразующее ПАВ дозировочным плунжерным насосом (на схеме не показан). Насос 5 нагнетает воду с ПАВ в сопло эжектора 6 второй ступени сжатия, откачивающего газ из сепаратора 3. После эжектора 6 мелкодисперсная водогазовая смесь с повышенным давлением направляется на вход насоса 7, который дожимает смесь до требуемой величины давления нагнетания,не испытывая при этом вредного влияния свободного газа. Ранее проведенными исследованиями было экспериментально установлено [2, 7], что область бескавита-ционной устойчивой работы многоступенчатого погружного центробежного насоса на газожидкостной смеси существенно расширяется при повышении давления на входе, добавке ПАВ с высокой пенообразующей способностью и диспергировании пузырьков газа в смеси. Кроме того, в настоящее время компанией ЗАО «Новомет-Пермь» серийно выпускаются насосы специальных конструкций, испытывающие значительно меньшее влияние свободного газа на характеристику (вплоть до отсутствия срыва подачи) по сравнению с насосами традиционной конструкции. Таким образом, нагретая водогазовая смесь, пройдя третью ступень сжатия в насосе 7, нагнетается под необходимым давлением в скважину без всякой опасности выпадения гидратов. Наличие ПАВ и мелкодисперсная структура смеси способствуют минимизации потерь на скольжение при нисходящем движении по стволу скважины.

Для достижения наибольшего прироста коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии наиболее эффективна, как показано в [1, 2, 8], совместная, а не попеременная или чередующаяся закачка воды и газа в пласт. В данной технологии реализуется именно такая закачка.

С целью подтверждения работоспособности насосно-эжекторной схемы водогазового воздействия применительно к условиям одного из месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проведены стендовые исследования, результаты которых показали потенциальные возможности и перспективы насосноэжекторной технологии [9].

На рис. 2 приведены полученные в экспериментах зависимости Рс=т давления нагнетания смеси на выходе из струйного аппарата Рс от газо-водяного фактора R, приведенного к стандартным условиям, при одноступенчатом и двухступенчатом насосноэжекторном сжатии. Газо-водяной фактор определяется по формуле

п Ог.СТ

Ор~'

где Qг.Ст - расход газа, приведенный к стандартным условиям,

0Р - расход рабочей жидкости через первый эжектор (при одно-

ступенчатом сжатии) или через второй эжектор (при двухступенчатом сжатии).

Полученные результаты стендовых экспериментов свидетельствуют, что с помощью двухступенчатого насосно-эжекторного сжатия можно достигать существенно более высоких параметров газо-водяного фактора и давления нагнетания водогазовой смеси по сравнению с одноступенчатым.

Кроме того, результаты опытов доказывают, что вполне реально создать условия, когда значения КПД высоконапорного струйного аппарата второй ступени достигают величин более 40%, соизмеримых с максимальным КПД низконапорного высокопроизводительного эжектора первой ступени сжатия. Максимальный КПД эжектора в экспериментах составил 45,9%. Высокие значения КПД эжекторов позволяют вести процесс формирования и закачки водогазовой смеси в нагнетательные скважины с наименьшими затратами.

Таким образом, работоспособность предложенной насосноэжекторной технологии для условий месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» полностью подтверждена в процессе стендовых исследований.

Рис. 2. Зависимости давления нагнетания смеси от газо-водяного фактора Pc=f

Рабочий диапазон режимных параметров, при котором можно вести закачку по насосно-эжекторной схеме, достаточно широк. Как показывают расчеты, максимальные давления нагнетания на устье могут составлять до 30 МПа при газоводяном факторе до 100 м3/м3 и КПД эжекторов не менее 40%. При этом газосодержание смеси будет составлять, например, не менее 25% при пластовом давлении 30 МПа.

Фильтрационные исследования на насыпных моделях и реальных кернах однозначно показали [1,

2, 10, 11]: при вытеснении нефтей (в том числе и высоковязких) мелкодисперсными водогазовыми смесями с пенообразующими ПАВ достигается существенный прирост коэффициента вытеснения и соответственно коэффициента нефтеотдачи (рис. 3).

В числе ближайших, наиболее перспективных для ОАО «ЛУКОЙЛ» проектов повышения нефтеотдачи, кроме Пермского региона, могут быть водогазовое воздействие на Восточно-Толумской и Западно-Толумской площадях Толумского

месторождения, а также на Южно-Тарасовском месторождении Западной Сибири.

В попутном газе Восточно-Толумской площади содержится 28,9% углекислого газа, а попутный газ Западно-Толумской площади на 67,6% состоит из СО2. Уникальный по своему составу попутный газ Толума можно успешно использовать для повышения нефтеотдачи, используя эффекты увеличения КИН как от водогазового воздействия,так и от воздействия углекислотой. Предварительные расчеты, выполненные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по исходным данным ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», показали принципиальную осуществимость водогазового воздействия на Толумском и Южно-Тарасовском месторождениях с помощью насосно-эжекторных систем. Примерные технологические схемы компоновок оборудования для закачки водогазовых смесей в пласт на Восточно-Толумской площади и Южно-Тарасовском месторождении приведены на рис. 4 и 5.

Расчеты показали, что весь расход газа на Восточно-Толумской площади, составляющий в стандартных условиях 47769 м3/сут, можно закачать вместе с водой в одну нагнетательную скважину с приемистостью около 1000 м3/сут при размещении системы на территории КНС. При этом вода из водовода высокого давления 1 с расходом, большим, чем приемистость нагнетательной скважины, поступает в сопло эжектора

3,который откачивает газ из линии 2. Водогазовая смесь с повышенным после эжектора давлением поступает в сепаратор 4, где происходит разделение жидкости и газа. Выпавший конденсат может направляться по линии 7 на нужды нефтепромысла либо закачиваться вместе с попутным газом в пласт. Вода из сепаратора 4 идет на прием насосов 5 и 8. Насос 5 нагнетает воду с расходом, равным приемистости нагнетательной скважины, в сопло эжектора 6, а насос 8 возвращает оставшуюся часть расхода воды в водовод 1. В поток воды, поступающей в насос 5, добавляется ПАВ.

0,9 0.8 0,7 0,6 0,5 0,4 Н 0,3 0,2 0.1 0,0

Коэффициент вытеснения

1- ш—

- -о—

-О- Высоковязкая нефть -ЛгКеросин

• пеф 1 ь внлшо 1 ьги \-г. |у]| 1Я ь 1 1 1 \~ Газосодержание 1 1 1

0,0

0,1

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Рис. 3. Зависимости коэффициента вытеснения нефтей различной вязкости и керосина (для маловязкой нефти приведены данные Лискевича Е.И., Островского Ю.М. [12]) от газосодержания вытесняющей водогазовой смеси.

307170, России, Курская обл., г. Железногорск, ул. Мира, 67 105066, г. Москва, ул. Н.Красносельская, д.40/12, к. 6 (495) 647-00-37, 627-78-85, 221 -09-11

вода 140 ат

вода 140 ат водогазовая смесь

160 ат

Рис. 4. Примерная схема насосно-эжекторной системы для Восточно-Толумской площади: 1 - водовод высокого давления системы ППД, 2 - газовая линия низкого давления от ДНС, 3 - эжектор первой ступени сжатия газа,

4 - сепаратор, 5 - насос ВНН8-1000-980, 6 - эжектор второй ступени сжатия газа, 7 - линия отвода конденсата,

8 - насос ВНН8-1000-1250, 9 - конический насос ЭЦН8-1600/1000-1130, 10 - водовод к нагнетательной скважине.

Эжектор 6 нагнетает мелкодисперсную водогазовую смесь с высокой пенистостью на прием конического насоса 9, дожимающего смесь до необходимого давления закачки в скважину.

Для Западно-Толумской площади расход газа существенно больше - 220 088 м3/сут. Поэтому предпочтительным вариантом может оказаться закачка газа вместе с водой во все (или в большинство) нагнетательных скважин залежи. Учитывая высокую коррозионную активность углекислоты, на Западно-Толумской площади целесообразно размещать насосноэжекторные установки для закачки водогазовой смеси непосредственно на ку-

стах скважин, чтобы избежать повышенной коррозии водоводов высокого давления от КНС до кустов. Кроме того, первые исследования образцов ингибиторов углекислотной коррозии, любезно предоставленных Когалымским заводом химреагентов в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, показали, что эти ингибиторы являются также и неплохими пенообразователями. Следовательно, появляется весьма привлекательная перспектива применить эти вещества не только для ингибирования, но и одновременно в качестве пенообразующих ПАВ для водогазового воздействия. Насосно-эжекторная система для закачки водогазовой смеси в пласт на Южно-Тарасовском месторождении (рис. 5) может быть расположена на территории КНС и работает следующим образом. Установленный на КНС насос ЦНС180-1900 (на схеме не показан) нагнетает воду в водовод 1 высокого давления системы ППД под давлением 190 ат. Далее вода поступает в рабочее сопло эжектора 3 первой ступени сжатия, который откачивает газ с начальным давлением 0,44 МПа и нагнетает водогазовую смесь в сепаратор 4 под некоторым повышенным давлением.

В сепараторе 3 происходит разделение газа и воды. Жидкость поступает далее на прием насоса 5, а газ по линии 2 идет от ДНС на прием эжектора 7 второй ступени сжатия. Выпавший в сепараторе 4 газовый конденсат может направляться по линии 6 либо на прием эжектора 7 и далее в пласт (для повышения нефтеотдачи), либо возвращаться в нагнетательный нефтепровод дожимной насосной станции.

На прием насоса 5 подается пенообразующее ПАВ дозировочным плунжерным насосом (на схеме не показан). Насос 5 нагнетает воду с ПАВ в сопло эжектора 7 второй ступени сжатия, откачивающего газ из сепаратора 3. После эжектора 6 мелкодисперсная водогазовая смесь с повышенным

давлением направляется на вход насосов 8 и 9, которые дожимают смесь до требуемой величины давления нагнетания в скважины -18 МПа. Водогазовая смесь поступает далее по промысловым водоводам в нагнетательные скважины.

Расчеты показали,что в качестве насоса 5 можно использовать ЦНС180-1660, а насосов 8 и 9 -ВННПИК8-2500-1350. Насосноэжекторная система обеспечит закачку водогазовой смеси с параметрами: расход воды 3556 м3/ сут, расход газа Qг.ст = 140 000 м3/сут, газо-водяной фактор R = 39,4 м3/м3, давление на выходе Рвых = 180 ата, при достаточно высоком для нагнетания газожидкостной смеси значении КПД всей системы - 39,3%.

Расчеты в соответствии с [13] величин КПД серийно выпускаемых компрессоров по их характеристикам, приведенным в [14], показывают следующее. У винтовых компрессоров для сбора и вну-трипромыслового транспорта газа значения КПД при Рвых = 7 ата могут быть около 48%, а у центробежных компрессоров, нагнетающих попутный газ с Рвых = 113 ата для газлифтной эксплуатации скважин, - 45%.

Следовательно, КПД простой и доступной насосно-эжекторной си-

стемы, нагнетающей газожидкостную смесь под высоким давлением, не очень сильно уступает по своей величине значениям КПД указанных компрессоров, которые сжимают только газ при существенно меньших выходных давлениях, являются сложными, дорогими техническими устройствами, требующими наличия систем смазки и охлаждения для нормальной работы, высококвалифицированного обслуживания и т.д.

Кроме того, величина КПД системы =39,3% в данной технологии означает, что остальные 60,7% потребляемой мощности не теряются бесполезно, а идут на нагрев водогазовой смеси, что предотвращает выпадение гидратов, серьезно осложняющих процесс водогазового воздействия [15], и позволяет также в определенной степени поддерживать или повышать пластовую температуру в околоскважинной зоне. Повышение температуры в призабойной зоне нагнетательных скважин особенно важно для месторождений с нефтями высокой вязкости или большим содержанием парафина.

В ряде случаев возможно также использование тепла, выделяющегося при работе насосноэжекторной системы, для улучше-

ООО «КАМЫШИНСКИЙ ОПЫТНЫЙ ЗАВОД» НЕФТЕНАЛИВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

403888, Волгоградская обл., г.Камышин-18, пос. Нефтебаза Тел./факс: (844-57) 9-20-60,9-61-32

1 Нижний сливж/д вагонов УСН-150, 175,200 с пружинным компенсатором, с паровой рубашкой, гидрорециркуляцией. Шарниры двухрядные, замена манжет без разборки шарниров, прижим захватов независимый.

2 Верхний налив (слив) ж/д вагонов УНЖ6-100 с автоматическим и ручным прекращением налива, с цельной или телескопической опускной трубой, с герметизированным наливом и отводом паров, опорный шарнир спаренный.

3 Герметизированный налив в автоцистерны АСН-80-02, АСН-100

4 Счетно-дозирующий комплекс СДК

5 Налив (слив) в речные и морские танкеры СР-250 Й 8,6; 12; 15 м

В четырехрядных шарнирах замена манжет производится без демонтажа изделия и без разборки шарниров.

Рис. 5. Принципиальная схема насосно-эжекторной системы для нагнетания водогазовой смеси в пласт на Южно-Тарасовском месторождении.

1 - водовод высокого давления системы ППД, 2 - газовая линия низкого давления от ДНС, 3 - эжектор первой ступени сжатия газа, 4 - сепаратор, 5, 8, 9 - многоступенчатые лопастные насосы, 6 - линия отвода конденсата, 7 - эжектор второй ступени сжатия газа, 10 - водовод к нагнетательным скважинам.

ния условий сепарации водонефтегазовых смесей на ДНС, снижения вязкости нефтей и гидравлических потерь в системах сбора. Учитывая указанные выше преимущества насосно-эжекторной закачки в совокупности с тем, что КПД системы в целом достигает практически 40%, а все потери энергии идут на нагрев смеси, предотвращающий гидратообра-зование, можно заключить, что такая техника и технология в будущем имеет все основания стать базовой для широкого применения водогазового воздействия на месторождениях России.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

1. Дроздов Александр Николаевич, член-корреспондент РАЕН, доктор технических наук, профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, лауреат премии правительства России в области науки и техники, лауреат Губкинской премии. Адрес рабочий: Москва, 119991, ГСп-1, Ленинский проспект, 65, РГУ нефти

и газа им. И.М. Губкина, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, комн. 206. Телефоны: рабочий (495) 930-95-45, факс 930-95-45, домашний (499) 613-26-95, мобильный (910) 439-46-74. E-mail: Drozdov_ AN@mail.ru.

2. Фаткуллин Артур Айратович, член Европейской ассоциации геоученых и инженеров (EAGE), кандидат технических наук, почетный нефтяник, главный специалист ОАО «ЛУКОЙЛ». Адрес рабочий: Москва, 101000, Сретенский бульвар, 11. Телефоны: рабочий (495) 627-16-16, факс (495) 981-72-93, мобильный (916) 090-42-27. E-mail: FatkullinAA@ lukoil.com.

3. Красильников Илья Александрович, младший научный сотрудник РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Адрес рабочий: Москва, 119991, ГСп-1, Ленинский проспект, 65, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений,

комн. 206. Телефоны: рабочий (495) 930-95-45, факс 930-95-45, мобильный (905) 745-09-16, E-mail: krasilnikov_ilya@mail.ru

4. Телков Виктор павлович, аспирант РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Адрес рабочий: Москва, 119991, ГСп-1, Ленинский проспект, 65, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, комн. 206. Телефон рабочий (495) 930-95-45, факс 930-95-45.

5. Ипанов Алексей Степанович, ведущий инженер отдела производственных проектов и программ ООО «Лукойл-пермь». Адрес рабочий: 614990, пермь, ул. Ленина, 62. Телефон рабочий: (342)235-61-43.

6. Чабина Татьяна Владимировна, к.х.н., начальник отдела технологии и техники добычи нефти ООО «пермНИпИнефть». Адрес рабочий: 614066, пермь, ул. Советской Армии, 29. Телефоны рабочие: (342)219-06-75, 219-06-86.

ЛИТЕРАТУРА

1. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 1 / Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. и др. - Территория НЕФТЕГАЗ. - 2006, № 2, с. 54-59.

2. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 2. Исследование довытеснения модели нефти водогазовыми смесями после заводнения/ Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. и др. - Территория НЕФТЕГАЗ. - 2006, № 3, с. 48-51.

3. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газойл пресс. - 2006 г.

4. Патент РФ № 2190760. Способ водогазового воздействия на пласт. / Авт. изобрет. Дроздов А.Н., Фаткуллин А.А. -МПК Е 21 В 43/20, заявл. 25.01.2001, опубл. 10.10.2002, Б.И. № 28.

5. Патент РФ № 2293178. Система для водогазового воздействия на пласт. / Авт. изобрет. Дроздов А.Н., Вербицкий В.С., Деньгаев А.В. и др. - МПК Е 21 В 43/20, заявл. 22.06.2005, опубл. 10.02.2007, Б.И. № 4.

6. Патент РФ №2293843. Способ подготовки газированной воды для закачки в систему поддержания пластового давления и технологический комплекс для его осуществления. / Авт. изобрет. Матвеев Г.Н., Хабибуллин А.Р., Ипанов А.С. - МПК Е 21 В 43/20, Е 21 В 43/40, В 01 D 17/00, заявл. 28.04.2005., опубл. 20.02.2007, Б.И. № 5.

7. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. - Дис. ... канд. техн. наук. - М., 1982. - 212 с.

8. Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа / Латыпов А.Р., Афанасьев И.С., Захаров В.П., Исмагилов Т.А. - Нефтяное хозяйство. - 2007, № 11, с. 28-31.

9. Исследование характеристик насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт/ Дроздов А.Н., Красильников И.А., Вербицкий В.С. и др. - Территория НЕФТЕГАЗ. - 2008, № 2, с. 60-63.

10. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями / Дроздов А.Н., Телков

В.П., Егоров Ю.А. и др. - Нефтяное хозяйство. - 2007, № 1, с 58-59.

11. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. Водогазовое воздействие: исследование процесса вытеснения нефтей различной вязкости применительно к Шумовскому месторождению. - Территория НЕФТЕГАЗ. - 2007, № 4, с. 56-61.

12. Лискевич Е.И., Островский Ю.М. Вытеснение нефти газоводяными смесями. - В кн.: Разработка нефтяных месторождений, труды УкрНИИПНД, 1973, вып. 11-12, с. 233-240.

13. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. -М.: Энергоатомиздат, 1984. - 416 с.

14. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/ Под ред. Е.И. Бухаленко. - М.: Недра, 1990. 539 с.

15. Каптелинин Н.Д., Малышев А.Г., Малышева Г.Н. Фазовые соотношения газо-водогидратных смесей при закачке их в нагнетательные скважины. - Нефтяное хозяйство. -1978, № 5, с. 44-47.