Ключевые слова: снижение затрубного давления, повышение нефтеотдачи пласта, водогазовое воздействие с применением насосно-эжекторных систем, увеличение дебита добывающей скважины, Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение.
В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации характеризуется разработкой крупных месторождений углеводородов, находящихся в стадии падающей добычи либо завершающей стадии разработки, а также ростом доли трудноизвлекаемых запасов в общей структуре. Существующие реалии обязывают разрабатывать научно-технические решения в области повышения нефтеотдачи с целью поддержания добычи нефти в будущем, необходимость в которых также закреплена в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года, где одним из главных приоритетов является рациональное природопользование [1].
Высокий интерес с точки зрения выработки рекомендаций и предложений по повышению конечного коэффициента извлечения нефти представляет Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, объектами разработки которого, в частности, являются нефтяные оторочки нижнемеловых отложений. Основной особенностью разработки нефтяных залежей на данном месторождении является отсутствие системы поддержания пластового давления, что заведомо приводит к существенному снижению пластового давления и, как следствие, уменьшению нефтеотдачи: так, в проектном варианте разработки продуктивного пласта БУ112 данный показатель составляет 16,9 % [2].
Помимо этого, значительным осложняющим фактором при добыче нефти из нижнемеловых отложений являются высокие значения затрубного давления добывающих скважин. Это непосредственно связано с тем, что в процессе насосной эксплуатации скважин свободный газ вследствие естественной и искусственной сепарации частично отделяется от пластового флюида и поступает в затрубное пространство [3]. При накоплении газа в кольцевом пространстве давление в нем постепенно увеличивается, приводя к «отжатию» динамического уровня скважинной жидкости вплоть до приема насоса. Работа насосной установки в заданном режиме сопровождается снижением ее КПД, а также может привести к срыву подачи погружного насоса [4,5].
Перспективным с точки зрения решения вышеописанных проблем является внедрение водогазового воздействия на пласт (ВГВ) в качестве вторичного метода увеличения нефтеотдачи (МУН). Реализация данной технологии зачастую требует значительных капитальных вложений на начальном этапе для строительства сети газопроводов от объекта подготовки газа до объектов закачки [3]. С целью снижения как капитальных, так и эксплуатационных затрат при проведении водогазового воздействия на пласт в отсутствии развитой инфраструктуры, в частности, системы поддержания пластового давления в данной работе предлагается использовать насосно-эжекторную систему (НЭС) для закачки водогазовой смеси в пласт [6,7] в совокупности с технологией кустовой сепарации нефти и воды.
Разработанная технологическая схема установки изображена на рисунке 1. Суть процесса заключается в том, что скважинная продукция, поступающая из автоматизированной групповой замерной установки, подвергается фильтрации и дегазации, после чего отправляется в скважину-сепаратор. Отсепарированная гравитационном способом вода откачивается погружной насосной установкой с давлением, необходимым для ее нагнетания в сопло эжектора, а также подвергается фильтрации от твердых частиц. В приемную камеру эжектора поступает газ из затрубного пространства добывающих скважин, в результате чего в камере смешения эжектора образуется водогазовая смесь, которая закачивается с помощью дожимного насоса в нагнетательные скважины, расположенные на кусте. Отделенная нефть движется по затрубному пространству скважины-сепаратора к верхней части скважины, после чего поступает через линию, расположенную в установке закачки водогазовой смеси, в сопло дополнительного эжектора. Приемная камера данного эжектора сообщается с линией нагнетания газа, идущей от газоотделителя. Образованная в камере смешения эжектора смесь направляется в систему сбора.
Для успешной реализации и оценки технологической эффективности водогазового воздействия на пласт с применением насосно-эжекторной системы и технологии кустовой сепарации нефти и воды необходимо тщательно выполнить аналитические расчеты по подбору наземного оборудования для его бесперебойной эксплуатации, включающие как определение рабочих и геометрических характеристик насосно-эжекторной системы, установки погружного электроцентробежного насоса, так и рабочие параметры добывающих скважин при изменении затрубного давления.
В качестве опытного участка для проведения расчетов, связанных с работой предлагаемой установки ВГВ, выбран куст нефтяных скважин, расположение забоев которых показано на рисунке 2. Отборы пластового флюида проводятся из центральной продуктивной залежи пласта БУ112, по характеру насыщения скважины Р1, Р2 и Р3 находятся в газоконденсатонефтяной зоне, скважины Р4, Р5 и Р6 – в нефтеводяной.
Основные параметры геолого-физической характеристики центральной продуктивной залежи пласта БУ112 и свойств пластового флюида имеют следующие значения:
- начальное пластовое давление,
- начальная пластовая температура,
- давление насыщения нефти газом,
- плотность пластовой нефти,
- плотность дегазированной нефти,
- плотность газа,
- плотность пластовой воды,
- динамическая вязкость пластовой нефти,
- газосодержание пластовой нефти
- объемный коэффициент нефти,
Интервалы перфорации нефтедобывающих скважин находятся в диапазоне от 2786 до 2849 метров, обсажены обсадной колонной с внешним диаметром 177,8 мм (внутренний диаметр 159,4 мм); в скважины спущены насосно-компрессорные трубы (НКТ) с внешним диаметром 73,0 мм (внутренний диаметр 62,0 мм); остальные геометрические и рабочие параметры указаны в таблице 1. Стоит отметить, что добывающие скважины на рассматриваемом кусте относятся к малодебитным – значения дебитов находятся в пределах от 22,0 до 32,5 м3/сут, ограничение данного параметра обосновано погружением насосных установок под динамический уровень ((≥ 150 метров).
На данном этапе видно, что скважины Р5 и Р6 характеризуются высокой степенью обводненности продукции – 96,2 % и 95,3 % соответственно. Предлагается перевод скважины Р5 в фонд нагнетательных скважин c последующим ее наименованием I1, а скважину Р6 использовать в качестве скважины-сепаратора (новое наименование скважины – S1), установив цементный мост на глубину около 1500 м с последующим спуском установки погружного электроцентробежного насоса для откачки воды на глубину около 1400 м.
Целесообразно расчет всей гидравлической системы разбить на несколько блоков:
- расчет режима работы добывающих скважин;
- расчет параметров погружного насоса в скважине-сепараторе;
- расчет параметров насосно-эжекторной системы;
- расчет параметров нагнетательной скважины.
Расчет режима работы добывающих скважин
Вследствие отсутствия достоверной информации касательно типоразмеров установок погружных электроцентробежных насосов, проведем аналитический расчет процесса скважинной добычи нефти с насосными установками 5А габарита производства «ПК «Борец» по скважинам Р1, Р2, Р3 и Р4 при помощи ПО «ProLift». Для определения общих потерь давления для установившегося потока используем корреляцию Mukherjee and Brill [8]; построение индикаторной кривой притока, также называемой IPR (Inflow Performance Relationship), проводится по модели Вогеля с поправкой на обводненность [9].
Построенная индикаторная кривая скважины Р2 применительно к исходным данным показана на рисунке 3. Расчетное значение динамического уровня жидкости в данной скважине составляет 2343 метров при дебите на поверхности 28 м3/сут и затрубном давлении 26,0 атм; можно отметить высокую сходимость с фактическими данными (фактический динамический уровень жидкости в скважине – 2331 метр), что говорит о правильном выборе корреляций в ходе выполнения расчета. Требуемое давление на выкиде насоса при обозначенном дебите составляет 225,6 атм (точка А на рисунке 3). С учетом длины подобранной установки с электроцентробежным насосом ЭЦНД5А-35И, работающим в данном режиме при 53,5 Гц (296 ступеней), погружение под уровень составляет 154 метра. Подобранные электроцентробежные насосы по остальным трем скважинам представлены в таблице 1.
В данном расчетном блоке не менее важным является оценка дебитов скважин при снижении затрубного давления за счет работы насосно-эжекторной системы. Так, при потенциальном снижении затрубного давления до 16 атм в скважине Р2 дебит жидкости увеличится до 34,3 м3/сут, прирост дебита составит 22,5 %.
Также стоит отметить рост дебита газа в межтрубном пространстве. Это необходимо учитывать при подборе погружной насосной установки в скважине-сепараторе для удовлетворения необходимому коэффициенту инжекции в эжекторе. Рабочие параметры по остальным скважинам при моделировании снижения затрубного давления в них в ходе работы эжектора представлены в таблице 2.
Расчет параметров погружного насоса в скважине-сепараторе
В данном блоке имеет смысл выполнять подбор оборудования для условий с минимальным значением давления на приеме погружной насосной установки в скважине S1, когда дифференциальное давление насоса максимально при постоянном давлении нагнетания воды на входе в эжектор. Этот вариант соответствует минимальному значению затрубного давления из рассматриваемых вариантов – 16 атм. Давление в линии, пренебрегая гидравлическими потерями, также составляет около 16 атм; соответственно, давление на приеме насоса определяется следующим образом:
где
– плотность жидкости, кг/м3;
– ускорение свободного падения, м/с2;
– глубина спуска насоса, м;
– линейное давление системы, передаваемое в затрубное пространство скважины-сепаратора при закачке скважинной продукции, Па.
Примем допущения, что скважина-сепаратор глубиной 1500 м полностью заполнена скважинной продукцией, состоящей из нефти и воды; в рассматриваемом варианте обводненность продукции составляет 51,5%, при этом средняя плотность жидкости в скважине-сепараторе – 901 кг/м3. С учетом вышеперечисленного расчетное давление на приеме насоса составляет около 140 атм. Необходимое давление на выкиде электроцентробежного насоса с учетом принятого давления на входе в сопло эжектора (около 80 атм) и гидростатического столба перекачиваемой воды плотностью 1005 кг/м3 равняется 216 атм. Таким образом, дифференциальное давление погружного электроцентробежного насоса составляет 76 атм. В данном случае оптимальным типоразмером насоса с учетом диапазона подач при различных линейных давлениях является ЭЦНДИ5А-60М производства «ПК «Борец» с диапазоном рабочей частоты 40–70 Гц.
Расчет устьевого давления нагнетательной скважины
Особенность определения устьевого давления нагнетательной скважины S1 связана с отсутствием системы поддержания пластового давления и, как следствие, достоверной информации в процессе нагнетания рабочего агента в пласт. Согласно данным, отраженным в таблице 1, продукция скважины Р5, предлагаемой в качестве нагнетательной I1 в разработанной технологической схеме, характеризуется высокой степенью обводненности – 96,2 %; при этом коэффициент продуктивности данной скважины составляет примерно 3,6 м3/(сут⋅МПа). Так, в первоначальном расчете можно допустить равенство коэффициента продуктивности и коэффициента приемистости данной скважины.
Для того чтобы обеспечить приемистость скважины по воде 68,2 м3/сут (в варианте со снижением затрубных давлений добывающих скважин на 10 атм), необходимо забойное давление 319 атм. При этом параметр устьевого давления при закачке водогазовой смеси в пласт, рассчитанный по методике [10], имеет максимальное значение 194 атм.
Расчет параметров насосно-эжекторной системы
При расчете параметров насосно-эжекторной системы важно определить геометрические характеристики эжектора, давление смеси на выходе из него, а также среднеинтегральные параметры дожимного насоса.
Для расчета геометрических характеристик эжектора определяются расход газа и коэффициент инжекции газа 
в условиях приемной камеры эжектора. По рассчитанному коэффициенту инжекции находится относительный перепад давлений по огибающим кривым, показанным на рисунке 4 [3]. Зная значение данного параметра, можно определить перепад давлений, создаваемый эжектором, а также давление на выходе из него. Затем проводится расчет геометрических характеристик эжектора по методике [10]
Далее необходимо определить среднеинтегральные подачу и напор дожимного электроцентробежного насоса при откачке водогазовой смеси по методике [10]. В целом для оценки изменения параметров насосно-эжекторной системы при ее работе были проведены расчеты с различными значениями давления газа на приеме системы, результаты которых отображены в таблице 3.
Значения среднеинтегральной подачи насоса для заданных условий меняются от 111,7 до 159,9 м3/сут, значения среднеинтегрального напора – в диапазоне от 2849 до 3657 метров. В данной системе в качестве дожимного насоса рекомендуется электроцентробежный насос ЭЦН2А-160 производства «ПК «Борец». Работа насоса с подачей 160 м3/сут обеспечивается при частоте 100 Гц (6000 об/мин) с напорностью одной ступени 10 метров; следовательно, в компоновке установки требуется вентильный высокооборотный двигатель, работающий на данной частоте. Частотный преобразователь в станции управления позволит регулировать частоту вращения, тем самым изменяя напор насоса. С учетом количества кавитирующих ступеней, определенного по методике [10], общее число ступеней электроцентробежного насоса составляет 506 штук.
Таким образом, в данной статье предложено комплексное решение проблемы высоких затрубных давлений при эксплуатации нефтедобывающих скважин на Уренгойском месторождении, позволяющее не только увеличить их дебиты, но и повысить нефтеотдачу разрабатываемого пласта за счет закачки водогазовой смеси в нагнетательную скважину и, как следствие, компенсации отборов пластовой жидкости при снижении темпов падения пластового давления.
Литература
1. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 09.06.2020 № 1523-р «Об утверждении Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года» (с изм. на 28 февраля 2024 года) // Справочно-правовая система «КонсультантПлюс». – Режим доступа: http://www.consultant.ru, свободный. – (дата обращения: 06.10.2024).
2. Шарафутдинов Р.Ф. Моделирование разработки нефтяных оторочек Уренгойского месторождения с воздействием на пласт различными агентами / Р.Ф. Шарафутдинов, С.Г. Солдатов, А.С. Самойлов, А.Н. Нестеренко // Экспозиция Нефть Газ. – 2016. – № 4 (50). – С. 52–57.
3. Дроздов А.Н. Комплексный подход к повышению эффективности насосной добычи нефти при высоких линейных и затрубных давлениях / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина, В.Н. Калинников, А.А. Пасюта // Бурение и нефть. – 2023. – № 2. – С. 32–36.
4. Уразаков К.Р. Технология увеличения добычи нефти из малопродуктивных скважин / К.Р. Уразаков, Э.В. Абрамова, А.С. Топольников, Р.З. Миннигалимов // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2013. – № 4. – С. 201–211.
5. Белозеров В.В. Метод оптимизации давления газа в затрубном пространстве добывающей скважины / В.В. Белозеров, Р.У. Рабаев, К.Р. Уразаков [и др.] // Нефтегазовое дело. – 2019. – Т. 17, № 5. – С. 23–32.
6. Drozdov, A.N., and N.A. Drozdov. «Prospects of Development of Jet Pump's Well Operation Technology in Russia». Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2015. DOI: https://doi.org/10.2118/176676-MS.
7. Дроздов, А.Н. Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина // Записки Горного института. – 2022. – Т. 254. – С. 191–201.
8. Hemanta, Mukherjee., James, P., Brill. (1985). Pressure Drop Correlations for Inclined Two-Phase Flow. Journal of Energy Resources Technology-transactions of The Asme, 107(4):549-554. DOI: 10.1115/1.3231233.
9. Vogel, J.V. «Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells». J Pet Technol 20 (1968): 83–92. DOI: https://doi.org/10.2118/1476-PA.
10. Дроздов, А.Н. Технология водогазового воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи / А.Н. Дроздов, Н.А. Дроздов; Российский университет дружбы народов. – Москва: Российский университет дружбы народов (РУДН), 2019. – 160 с.
