Использование насосно-эжекторной системы для закачки в пласт водогазовых смесей с пресной и высокоминерализованной пластовой водой

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 насосноэжекторную 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.

For the operating conditions of the Romashkinskoye field, a comprehensive technology of simultaneous water and gas (SWAG) injection with the extraction of associated gas from the annular spaces of producing wells was proposed. Fresh and salty highly mineralized water was used when pumping water-gas mixtures (WGM) by the pump-ejector system. Experiments on WGM injection started using fresh water from the reservoir pressure maintenance (RPM) system and associated petroleum gas (APG) from producing wells. The pump-ejector system operated stably, without supply disruptions, and provided a WGM injection pressure of at least 20 MPa. But in the case of APG injection with fresh water, the injection pressure of the mixture steadily increased over time and reached limiting values for the ground equipment of the RPM system and injection wells, then it was necessary to turn off the pump-ejector system. When using salt water, the injection pressure of the mixture first increased, then, having passed through a maximum (10,7-10,8 MPa), 40 hours after the start of the pump-ejector system it was about 9 MPa. Field tests confirmed the operability and stable operation of the pump-ejector system at WGM injection pressures of up to 20 MPa and a decrease in the annular pressure from 3 MPa to atmospheric, revealed the problem of hydrate formation when using fresh water with Devonian associated petroleum gas, and enabled to establish that the use of salty highly mineralized water completely solves the problem of hydrate formation and a decrease in the injectivity of injection wells during SWAG treatment of the formation.