Использование попутного газа для водогазового воздействия на пласт

Утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ) является крайне актуальной задачей для нашей страны в последние два десятилетия. За это время Россия вышла на первое место в мире по объемам сжигания ПНГ. В настоящее время по Западной Сибири ежегодно, согласно данным статистики, сжигается более 5 млрд м ³ газа, а в реальности около 10 млрд м ³ . Потери нефтяного газа формируются в основном за счет мелких, малых и средних удаленных месторождений, доля которых по Западной Сибири продолжает увеличиваться. В результате не только теряется невосполнимый энергетический ресурс, являющийся к тому же и ценным химическим сырьем, но и наносится серьезный ущерб окружающей среде.

Применяемые сегодня схемы утилизации включает в себя три основных направления:

• 1.    Подачу после предварительной подготовки ПНГ по газопроводам энергетикам.

• 2.    Переработку ПНГ с вывозом продуктов.

• 3.    Использование ПНГ на собственные нужды промысла.

Последний пункт может и предполагать закачку ПНГ в пласт для поддержания давления и интенсификации добычи нефти [1, 2]. Для районов месторождений, где отсутствуют потребители ПНГ (а это довольно распространенный случай для российских малых месторождений), использование его для водогазового воздействия является «спасательным кругом». К таким относиться Южно-Охтеурское нефтяное месторождение, на котором были проведены опытно - промышленные работы по комплексному воздействию на пласт с применением ВГВ. Месторождение находится на третьей стадии разработки, промышленная нефтеносность связана с меловыми и юрскими отложениями (пласты Ю₁ ¹ , Ю₁ ² , Ю₁ ³ , Б₉, Б₇ ⁰ , Б₇ ¹ и Б₇ ² ), основной объект разработки Ю₁ (72% от общих запасов), по состоянию на 01.01.2012 г. текущий КИН 0,153.

В качестве дополнительных мероприятий по утилизации ПНГ на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Южно-Охтеурского нефтяного месторождения», выполненного по договору № 3614-Р, предложена и внедрена со второго квартала 2013 года комплексная технология водогазового воздействия на пласт, с использованием устьевого эжектора в виде опытно-промышленных работ.

Попутный газ для водогазовой смеси забирался с помощью струйного насоса-эжектора с газовой факельной линии на площадке подготовки нефти. Попутный газ для водогазовой смеси забирался с помощью струйного насоса-эжектора с газовой факельной линии на площадке подготовки нефти. Струйный насос-эжектор устанавливается на линии нагнетания устьевой фонтанной арматуры нагнетательной скважины. Эжектор представляет собой скважинное устройство, наружный диаметр которого не превышает 0,1 м, общая длина не более 0,4 м, все узлы и детали размещены внутри корпуса, имеют стандартные трубные резьбы и муфты (рис. 1).

Обозначения: 1 – сопло; 2 – камера смешивания с дифузо-ром; 3 – приемная камера разряжения; 4 – камера смещива-ния; 5 – камера расширения, диффузор.

Рис. 1. Схема устьевого струйного насоса-эжектора.

Технологический процесс заключается в следующем, поток рабочей жидкости через сопло поступает в приемную камеру эжектора, где возникает разряжение и через клапанный узел из газовой факельной линии засасывается газ. Затем в камере смешения попутный газ смешивается с рабочей жидкостью и далее водогазовая смесь закачивается в пласт. Схема устьевой обвязки на рис. 2.

Данная технология является, как эффективный способ повышения нефтеотдачи и интенсификации притока в дополнение традиционному заводнению [3, 4].

Процесс полностью контролируется на устье и не должен был создавать сложности при обслуживании, ревизии или замене рабочих деталей. Наличие нагнетательных скважин с высокими давлениями нагнетания позволило провести внедрение и апробирование устьевых водогазовых эжекторов, рассчитанными рабочими характеристиками для существующих условий. Устьевые эжекторы установили на линии нагнетания устьевой арматуры на скважинах № 418Р и 3. Давление нагнетания на скважинах составляло не менее 15,0 МПа. Вода под высоким давлением подается в рабочее сопло эжектора, при истечении воды через рабочее сопло с высокой скоростью создается разрежение в приемной камере эжектора ниже атмосферного.

В эту линию подается попутный газ с факельной линии под давлением в 0,1 МПа, схема обвязки на рисунке 3.

1 – лубрикатор; 2 – манометр; 3 – буферная задвижка; 4 – манифольдная задвижка; 5 – водогазовый эжектор; 6 – центральная задвижка; 7 – затрубная задвижка; 8 – линия инжекции попутного газа с факельной линии; 9 – кабель КРБК с кабельным вводом, скважины шурф; 10 – штуцер; 11 – обратный клапан; 12 – патрубок эхолотирования затрубного пространства скважины шурф; 13 – затрубная задвижка скважины шурф; 14 – линия нагнетания воды высокого давления.

Рис. 2. Схема обвязки нагнетания воды с устьевым эжектором и утилизацией попутного газа.

В целом преимуществами метода являются малая затратность, энергосберегаемость и экологичность, а также возможность применения как на отдельных скважинах и кустах, так и на месторождении в целом. Учет количества попутного газа осуществлялся с помощью счетчиков, установленных на линии инжекции, концентрация газа в смеси воды зависит от приемистости нагнетательных скважин и давления закачки. Предложенная технология по утилизации ПНГ являлась вынужденной, временной мерой до строительства и внедрения газопоршневой электростанции с утилизацией до 95% попутного газа.

В целом применение опытно-промышленных испытаний позволило по реагирующим скважинам за 4 месяца получить дополнительно 2500 тонн нефти, стабилизировать пластовое давление, утилизировать в скважинах №№ 418Р и 3 до 5000 м ³ /сут попутного газа.

На основании положительных результатов есть возможность применения этого метода на отдельных скважинах, кустах и на аналогичных месторождениях в регионе.

Рис. 3. Технологическая схема ДНС месторождения.