Файл: Анализ водогазового воздействия на Ванкорском месторождении.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 360
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Геолого-физическая характеристика месторождения
Анализ состояния фонда скважин
Закачка ПНГ в пласт для системы ППД
Водогазовое воздействие, мировой и отечественный опыт
Недостатки известных технологий
Лабораторные исследования водогазового воздействия
Наиболее оптимальный метод воздействия на Ванкорском месторождении
Расчет технологической схемы для осуществления водогазового воздействия
использования углекислого газа получено 30 % нефти, оставшейся в пласте после заводнения, суммарная нефтеотдача равна 60 %.
Известны проекты по закачке СО2 и углеводородных газов на месторождениях Хол-Гарни, RangelyWeberSandUnit в США. Установлена эффективность этих методов, но отмечен низкий охват пластов воздействием.
Мировой опыт подтверждает высокую привлекательность водогазового метода воздействия на пласт. Это вызвано тем, что технология сочетает все плюсы заводнения и нагнетания в пласт углеводородного газа. Так, этот метод
реализован на объектах США, Канады, России, Норвегии, Китая, Турция, Узбекистана, Великобритании и Алжира. Опыт показывает, что ВГВ в основном было реализовано на месторождениях с высокими пластовыми давлениями и температурами, с маловязкими нефтями и низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов. Обобщая зарубежный опыт отметим, что зарубежные технологии наиболее эффективны при нагнетании и создании большеобъемных оторочек водогазовой смеси, нагнетанием как газа, так и СО2.
Современная классификация технологий водогазового воздействия включает в себя следующие виды:
Более распространенное направление ВГВ – это попеременная закачка воды и газа в пласт, известная в мире как технология WAG (Water-Alternating- Gas Injection). [4] При попеременной закачке – происходит закачка в пласт вытесняющих агентов один за другим, но при этом объем оторочек каждого из них в пластовых условиях не должен превышать 10% от начального нефтенасыщенного порового объема дренируемой области пласта. (Рисунок 3.6)
Рисунок 3.6 - Попеременная закачка газа и воды
В меньшей степени пока применяется другое направление - совместная (одновременная) закачка воды и газа в пласт, известное как технология SWAG (Simultaneous Water and Gas Injection). Совместная закачка газа и воды осуществляется в пласт одновременно, образуя в результате водогазовую смесь. (Рисунок 3.7)
Рисунок 3.7 Одновременная закачка газа и воды
Однако совместная закачка газа и воды имеет ряд преимуществ перед попеременной закачкой воды и газа. Так, как показал промысловый опыт (месторождения Rangely Weber, Kuparuk River, расположенные в
США,
месторождения Siri, Северное море,Joffre Viking в Канаде), совместная закачка воды и газа в виде водогазовой смеси (ВГС) предпочтительнее поочередной закачки агентов. На отдельных объектах месторождения Joffre Viking была использована как попеременная, так и совместная закачка воды и газа. На объекте, в который закачивалась водогазовая смесь, получена большая нефтеотдача по сравнению с объектом, на котором вода и газ закачивались в виде чередующихся оторочек. Кроме того, эксплуатация добывающих скважин на втором объекте была значительно осложнена резкими прорывами газа, при совместной закачке водогазовой смеси газ поступает на забой добывающей скважины более равномерно. В зависимости от давления закачки, компонентного состава газа и нефти процесс ВГВ может быть несмешивающимся, частично смешивающимся и смешивающимся.
Главным фактором, влияющим на эффективность совместной закачки воды и газа в пласт, является состав водогазовой смеси (ВГС). Было исследовано влияние содержания газа в водогазовой смеси на КИН и построены зависимости коэффициента вытеснения нефти от величины газосодержания в смеси. Как показано на рисунке 3.8, оптимальное газосодержание водогазовой смеси должно находиться в пределах 25-75%, при котором степень вытеснения нефти максимальна и не зависит от состава ВГС.
Рисунок 3.8 - Зависимость КИН от газосодержания водогазовой смеси
При последовательной закачке предполагают начало закачивания воды
после длительного нагнетания газа, или наоборот. (Рисунок 3.9)
Рисунок 3.9 Последовательная закачка газа и воды
Попеременную закачку воды и газа представляют компрессорная и бескомпрессорная технологии водогазового воздействия. При коммпрессорной технологии газ нагнетается в скважину с помощью компрессорной станции ( от 2-3 до 10 компрессоров высокого давления) в течение некоторого времени (обычно 2-3 мес), затем в скважину нагнетается вода посредством насосной станции. Это самый применяемый способ, но он имеет наибольшее количество недостатков и в первую очередь экономического плана. Стоимость одного компрессора высокого давления (самая простая компрессорная станция – это 2-
3 компрессора) составляет 2-3 млн $ USD. Высокую стоимость имеет газопровод высокого давления (при закачке газа отсутствует гидростатический напор закачиваемого флюида в скважине) для закачки газа 35-40 Мпа и выше. Следует отметить повышенную опасность в эксплуатации газопровода высокого давления. Учитывая вышеизложенное, можно сделать вывод, что нецелесообразно применять эту технологию на небольшом опытном участке, так как капитальные затраты сверхвысоки. Кроме того компрессорная станция как сложная техническая система часто нуждается в ремонте отдельных элементов, прерывая этим постоянство цикла закачки газа.
Известна также бескомпрессорная технология с использованием газа из газовых пластов. Ограничения в ее применении следующие: во-первых, не всем месторождениям сопутствуют высоконапорные газовые пласты, во-вторых часто давления на устье газовых скважин (8,0-12,0 МПа) недостаточно для закачки газа в нагнетательные скважины.
Известны проекты по закачке СО2 и углеводородных газов на месторождениях Хол-Гарни, RangelyWeberSandUnit в США. Установлена эффективность этих методов, но отмечен низкий охват пластов воздействием.
Мировой опыт подтверждает высокую привлекательность водогазового метода воздействия на пласт. Это вызвано тем, что технология сочетает все плюсы заводнения и нагнетания в пласт углеводородного газа. Так, этот метод
реализован на объектах США, Канады, России, Норвегии, Китая, Турция, Узбекистана, Великобритании и Алжира. Опыт показывает, что ВГВ в основном было реализовано на месторождениях с высокими пластовыми давлениями и температурами, с маловязкими нефтями и низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов. Обобщая зарубежный опыт отметим, что зарубежные технологии наиболее эффективны при нагнетании и создании большеобъемных оторочек водогазовой смеси, нагнетанием как газа, так и СО2.
- 1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 ... 14
Виды водогазового воздействия
Современная классификация технологий водогазового воздействия включает в себя следующие виды:
-
попеременная закачка газа и воды; -
одновременная закачка газа и воды; -
последовательная закачка газа и воды.
Более распространенное направление ВГВ – это попеременная закачка воды и газа в пласт, известная в мире как технология WAG (Water-Alternating- Gas Injection). [4] При попеременной закачке – происходит закачка в пласт вытесняющих агентов один за другим, но при этом объем оторочек каждого из них в пластовых условиях не должен превышать 10% от начального нефтенасыщенного порового объема дренируемой области пласта. (Рисунок 3.6)
Рисунок 3.6 - Попеременная закачка газа и воды
В меньшей степени пока применяется другое направление - совместная (одновременная) закачка воды и газа в пласт, известное как технология SWAG (Simultaneous Water and Gas Injection). Совместная закачка газа и воды осуществляется в пласт одновременно, образуя в результате водогазовую смесь. (Рисунок 3.7)
Рисунок 3.7 Одновременная закачка газа и воды
Однако совместная закачка газа и воды имеет ряд преимуществ перед попеременной закачкой воды и газа. Так, как показал промысловый опыт (месторождения Rangely Weber, Kuparuk River, расположенные в
США,
месторождения Siri, Северное море,Joffre Viking в Канаде), совместная закачка воды и газа в виде водогазовой смеси (ВГС) предпочтительнее поочередной закачки агентов. На отдельных объектах месторождения Joffre Viking была использована как попеременная, так и совместная закачка воды и газа. На объекте, в который закачивалась водогазовая смесь, получена большая нефтеотдача по сравнению с объектом, на котором вода и газ закачивались в виде чередующихся оторочек. Кроме того, эксплуатация добывающих скважин на втором объекте была значительно осложнена резкими прорывами газа, при совместной закачке водогазовой смеси газ поступает на забой добывающей скважины более равномерно. В зависимости от давления закачки, компонентного состава газа и нефти процесс ВГВ может быть несмешивающимся, частично смешивающимся и смешивающимся.
Главным фактором, влияющим на эффективность совместной закачки воды и газа в пласт, является состав водогазовой смеси (ВГС). Было исследовано влияние содержания газа в водогазовой смеси на КИН и построены зависимости коэффициента вытеснения нефти от величины газосодержания в смеси. Как показано на рисунке 3.8, оптимальное газосодержание водогазовой смеси должно находиться в пределах 25-75%, при котором степень вытеснения нефти максимальна и не зависит от состава ВГС.
Рисунок 3.8 - Зависимость КИН от газосодержания водогазовой смеси
При последовательной закачке предполагают начало закачивания воды
после длительного нагнетания газа, или наоборот. (Рисунок 3.9)
Рисунок 3.9 Последовательная закачка газа и воды
- 1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Недостатки известных технологий
Попеременную закачку воды и газа представляют компрессорная и бескомпрессорная технологии водогазового воздействия. При коммпрессорной технологии газ нагнетается в скважину с помощью компрессорной станции ( от 2-3 до 10 компрессоров высокого давления) в течение некоторого времени (обычно 2-3 мес), затем в скважину нагнетается вода посредством насосной станции. Это самый применяемый способ, но он имеет наибольшее количество недостатков и в первую очередь экономического плана. Стоимость одного компрессора высокого давления (самая простая компрессорная станция – это 2-
3 компрессора) составляет 2-3 млн $ USD. Высокую стоимость имеет газопровод высокого давления (при закачке газа отсутствует гидростатический напор закачиваемого флюида в скважине) для закачки газа 35-40 Мпа и выше. Следует отметить повышенную опасность в эксплуатации газопровода высокого давления. Учитывая вышеизложенное, можно сделать вывод, что нецелесообразно применять эту технологию на небольшом опытном участке, так как капитальные затраты сверхвысоки. Кроме того компрессорная станция как сложная техническая система часто нуждается в ремонте отдельных элементов, прерывая этим постоянство цикла закачки газа.
Известна также бескомпрессорная технология с использованием газа из газовых пластов. Ограничения в ее применении следующие: во-первых, не всем месторождениям сопутствуют высоконапорные газовые пласты, во-вторых часто давления на устье газовых скважин (8,0-12,0 МПа) недостаточно для закачки газа в нагнетательные скважины.