Для условий эксплуатации Ромашкинского месторождения предложена комплексная технология водогазового воздействия (ВГВ) с отбором нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин. В качестве жидкости при закачке насосно-эжекторной системой водогазовых смесей (ВГС) использовали пресную и соленую (сильно минерализованную) пластовую воду. Эксперименты по закачке ВГС были начаты с использованием пресной воды из системы поддержания пластового давления (ППД) и затрубного нефтяного газа добывающих скважин. Они показали, что насосно-эжекторная система работает устойчиво, без срывов подачи и обеспечивает давление нагнетания ВГС не менее 20 МПа. Однако в случае закачки нефтяного газа с пресной водой давление нагнетания смеси с течением времени неуклонно растет и достигает значений, которые являются предельными для наземного оборудования системы ППД и нагнетательных скважин, после чего приходится отключать насосно-эжекторную систему. При использовании соленой воды давление закачки смеси сначала выросло, а затем, пройдя через максимум (10,7–10,8 МПа), через 40 ч после запуска насосно-эжекторной системы составило около 9 МПа. Промысловые испытания подтвердили работоспособность насосно-эжекторной системы при давлениях нагнетания водогазовой смеси до 20 МПа и снижении затрубного давления с 3 МПа до атмосферного, выявили проблему гидратообразования при использовании пресной воды с девонским нефтяным газом Ромашкинского месторождения и позволили установить, что применение соленой (высокоминерализованной) воды полностью решает проблему гидратообразования и снижения приемистости нагнетательных скважин при ВГВ.
Список литературы
1. Сулейманов Б.А. Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2022. – 288 с.
2. Ахмадейшин И.А. О технологических схемах водогазового воздействия с совместной закачкой газа и воды // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 6. –
С. 104–105.
3. Дроздов А.Н. Проблемы внедрения водогазового воздействия на пласт и их решения // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 100–104.
4. Обоснование технологии водогазового воздействия с применением устьевых эжекторов на Самотлорском месторождении / Г.Т. Апасов, В.Г. Мухаметшин, Т.Г. Апасов, Д.М. Сахипов // Наука и ТЭК. – 2011. – № 7. – С. 47–50.
5. Нургалиев А.А., Хабибуллин Л.Т. Решение проблемы утилизации попутного газа добывающих нефтяных скважин // Фундаментальные и прикладные вопросы горных наук. – 2014. – Т. 1. – № 1. – С. 249-257.
6. Novel Approach for Evaluation of Simultaneous Water and Gas Injection Pilot Project in a Western Offshore Field, India / G. Agrawal, V. Verma, S. Gupta [et al.] // SPE-178122. - 2015. - http://doi.org/10.2118/178122-MS
7. Исследование конструктивных и технологических параметров водогазового эжектора для утилизации попутного нефтяного газа / У.М. Абуталипов, А.Н. Китабов, П.К. Есипов, А.В. Иванов // Экспозиция Нефть Газ. – 2017. – № 4 (57). – С. 54–58.
8. Шевченко А.К., Чижов С.И., Тарасов А.В. Предварительные результаты закачки в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси на поздней стадии разработки Котовского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 10. – С. 100–102.
9. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE-187741. - 2017. - http://doi.org/10.2118/187741-MS
10. Дроздов А.Н., Горелкина Е.И. Параметры эксплуатации насосно-эжекторной системы при водогазовом воздействии на Самодуровском месторождении // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 009–018. - http://doi.org/10.5510/OGP2022SI200734
11. Подготовка к внедрению водогазового воздействия на опытном участке ПАО «Татнефть» / Н.А. Князева, А.Н. Береговой, М.Р. Хисаметдинов [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 19–27. - http://doi.org/10.5510/OGP2022SI200737
12. 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. 48–52.
13. Исследование влияния пенообразующих поверхностно-активных веществ на работу многоступенчатого центробежного насоса при откачке созданных эжектором водогазовых смесей / А.Н. Дроздов, В.С. Вербицкий, В.А. Шишулин [и др.] // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 037–044. - http://doi.org/10.5510/OGP2022SI200744
14. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. – М.: Недра, 1980. – 583 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.
16. Станевич В.Д. Оценка возможности гидратообразования в нагнетаемой водогазовой смеси на месторождении Республики Татарстан // Научный аспект. – 2023. – Т. 26. – № 5. – С. 3333–3338.
17. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. – М.: Недра, 1974. – 208 с.
18. Перспективы применения электролитов как ингибиторов гидратообразования / А.А. Тройникова, В.А. Истомин, А.П. Семенов [и др.] // Вести газовой науки. – 2022. – № 3 (52). – С. 90–100.
