Статья в журналеБесплатный доступ
Использование потенциала геотермальных вод для повышения извлечения нефти, газа и конденсата, дебита скважин
- Tashkent State Technical University, Tashkent, Uzbekistan
Ключевые данные
- Пластовое давление в водоносных пластах глубже 1 000–1 200 м: обычно в 1,1–1,2 раза выше гидростатического напора.
- Охлаждение газа в пласте: 1,5–4 K на 1 МПа падения давления; за время разработки пластовая температура снижается более чем на 10–15 K.
- Вязкость нефти резко снижается при нагреве до 60–80 °C.
- Ожидаемое нефтеизвлечение из вязких нефтей: 0,75–0,85 (в 5–7 раз выше); газо- и конденсатоизвлечение выше на 10–25%.
- Оценка эффекта: 160–170 тыс. т нефти в год, 11 264–11 968 млн сумов в год.
Ключевые слова
- геотермальные воды
- геотермальное заводнение
- повышение нефтеотдачи
- газоконденсат
- пластовое давление
- Сурхандарья
- Ферганская долина
Краткое изложение
Автор, сотрудник Ташкентского государственного технического университета, развивает свое прежнее предложение прогревать вязкую нефть геотермальной водой. В прежних работах учитывался только тепловой потенциал вод; здесь к нему добавляется их гидродинамическая энергия. В водоносных пластах глубже 1 000–1 200 м пластовое давление обычно в 1,1–1,2 раза превышает гидростатический напор, а некоторые геотермальные воды имеют аномально высокое пластовое давление. Внутрипластовой перепуск такой воды в вышележащие нефтяные и газовые пласты позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 1,1–1,2 гидростатического напора и выше, а при оптимальном использовании ее энергии — перевести добывающие скважины на фонтанный режим.
Коэффициент нефтеизвлечения из залежей вязких и высоковязких нефтей не превышает 0,1–0,3. В газовых и газоконденсатных залежах расширяющийся газ охлаждается на 1,5–4 K при падении давления на 1 МПа, а пластовая температура за время разработки снижается более чем на 10–15 K; конденсат выпадает в пласте, и коэффициент газо- и конденсатоизвлечения не превышает 0,6–0,8. При нагреве до 60–80 °C вязкость нефти резко снижается. Первоочередные объекты — залежи с вязкостью нефти в пластовых условиях 25–30 сП и более, высокопарафинистые и высокосмолистые, истощенные: Амударья, Миршади, Ляльмикар, Хаудаг, Коштар в Сурхандарьинском и Западно-Гиссарском регионах, Чимион, Палванташ, Западный Палванташ, Южный Аламышик, Андижан, Шарихан-Ходжаабад, Бостон, Ханкыз, Чонгара-Гальча, Авваль и Восточный Авваль в Ферганском регионе, а также газовые и газоконденсатные залежи с низким пластовым давлением.
Автор ожидает, что метод повысит нефтеизвлечение из вязких нефтей до 0,75–0,85, то есть в 5–7 раз, увеличит газо- и конденсатоизвлечение на 10–25%, снизит затраты на разработку месторождений вязких нефтей на 80–90% по сравнению с заводнением из наземных источников воды, а затраты на подготовку газа на установках низкотемпературной сепарации — на 30–50%. Для месторождений высоковязких нефтей он оценивает эффект в 160–170 тыс. т нефти в год, или 11 264–11 968 млн сумов в год. По его словам, технологию можно освоить после установления ресурсов и запасов геотермальных вод в нефтегазовых регионах.
Как цитировать
O. M. Chariev (2010). Using the potential of geothermal waters to increase the recovery of oil, gas and condensate and the flow rate of wells. O‘zbekiston neft va gaz jurnali (Uzbek Journal of Oil and Gas), No. 1, 2010, pp. 41–42. https://drive.google.com/file/d/13z6cOMrSOSnWSA2Er2Zj6ikgQpz60wxu/view