Содержание к диссертации
Введение
Научно-технические предпосылки использования попутного нефтяного газа и водогазовых систем на его основе для увеличения нефтеотдачи пластов 14
1.1. Общие сведения о добыче и свойствах попутного нефтяного газа 14
1.2. Применение попутного нефтяного газа в промышленности 18
1.3. Причины нерационального использования попутного нефтяного газа и экологические последствия от его бесцельного сжигания
1.4. Опыт использования закачки газа в пласт для вытеснения нефти 31
1.5. Лабораторные исследования воздействия водогазовой смеси на нефтяной пласт 37
1.6. Результаты опытно-промышленных работ по внедрению технологий ВГВ на пласт 50
Теоретические, лабораторные и промысловые исследования аспектов повышения эффективности воздействия водогазовой смесью на нефтяные пласты 60
2.1. Механизм воздействия водогазовых систем на нефтяные пласты 60
2.2 Теоретические аспекты образования и закачки водогазовой смеси с применением эжекторных устройств 68
2.3 Результаты лабораторных исследований по моделированию разработки нефтяных место
рождений водогазовым воздействием с различным газоводяным фактором с использованием
эжекторных устройств 72
2.4 Разработка новых технологий и устройств для внедрения технологии водогазового
воздействия 74
2.4.1. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт с внутрискважинным расположением оборудования
2.4.2. Внедрение технологии водогазового воздействия с внутрискважинным расположением оборудования на опытном участке Советского месторождения 76
2.4.3. Разработка и внедрение технологии водогазового воздействия с частичной добавкой
к газовой фазе продуктов сгорания
2.4.4. Обоснование технологии разработки нефтяных месторождений с помощью эжекторных устройств, сочетающей водогазовое воздействие с минигидро- разрывом пласта 99
3. Перспективы использования водогазового воздействия на месторожде ниях с различными геолого-физическими условиями и технические схемы для их внедрения 107
3.1 Критерии применимости технологии ВГВ 107
3.2 Перспективы использования водогазового воздействия на месторождениях с различными геолого-физическими условиями и возможные схемы их внедрения 115
3.2.1. Перспективы использования ВГВ на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» (Западная Сибирь) 136
3.2.2. Перспективы использования водогазового воздействия на месторождениях Татарстана 151
Выводы 155
Список использованных источников 157
Приложения 168
- Общие сведения о добыче и свойствах попутного нефтяного газа
- Причины нерационального использования попутного нефтяного газа и экологические последствия от его бесцельного сжигания
- Теоретические аспекты образования и закачки водогазовой смеси с применением эжекторных устройств
- Критерии применимости технологии ВГВ
Введение к работе
Разработка нефтяных месторождений в основном осуществляется с использованием заводнения. Благодаря этому методу достигнуты высокие темпы разработки залежей, а на некоторых месторождениях и относительно высокий для данных геолого-физических условий коэффициент нефтеизвлече-ния. Наряду с очевидными преимуществами (простота метода, доступность воды и т.п.) заводнение имеет ряд существенных недостатков. Основной из них заключается в том, что при водонапорном режиме добывается менее половины извлекаемых запасов нефти, а затем процесс разработки месторождения характеризуется интенсивной прокачкой через пласты объемов воды, многократно превышающих объемы добываемой нефти. Такой относительно невысокий выход нефти объясняется рядом различных причин, в том числе различными реологическими свойствами взаимодействующих флюидов - воды, нефти и газа, геолого-физическими условиями нефтяных пластов и т.п. По мнению ведущих российских ученых-нефтяников возможности повышения нефтеотдачи пластов с помощью методов заводнения практически исчерпаны /1/. К тому же свойства остаточной нефти после заводнения заметно отличаются от свойств нефтей, добываемых в безводный период. Это происходит вследствие окисления нефти кислородом, содержащимся в закачиваемой воде, а также процесса так называемой гидродинамической хроматографии (разделение на фракции). Из литературных источников известно, что весь закачиваемый вместе с нагнетаемой водой кислород остается в пласте, т.е. он полностью расходуется на окисление нефти в процессе фильтрации /2/.
Для повышения эффективности работ в области увеличения нефтеотдачи к закачиваемой воде добавляют различные реагенты: поверхностно-активные вещества (для увеличения нефтеотмывающей способности), дисперсные системы с размерами твердых частиц, соизмеримыми с диаметром поровых каналов, осадкообразующие вещества, полимеры и различные за густители (для повышения охвата пласта воздействием), различные углеводородные жидкости и газы (для изменения смачиваемости вытесняющего агента).
Экспериментальные и теоретические исследования, выполненные в России, а также за рубежом показали, что наиболее эффективными методами повышения нефтеотдачи пластов могут стать технологии, базирующиеся на нагнетании в пласт углеводородных и других газов, углеводородных растворителей типа ШФЛУ, пенных систем и водогазовых смесей. Такие геолого-физические факторы большинства нефтяных месторождений России, как малая плотность и вязкость нефти, сравнительно большие глубины залегания залежей, наличие ресурсов газа и углеводородных растворителей, мелкозернистые полимиктовые коллектора с высокой удельной поверхностью и повышенной водонасыщенностью предопределяют первоочередное развитие подобных технологий.
Известно, что эффективность вытеснения нефти водой зависит от геологической характеристики пластов, их зональной и слоистой неоднородности, расчлененности, свойств насыщающих пласт флюидов.
В плотных коллекторах с высокой геологической неоднородностью в процессе разработки остаются отдельные невыработанные участки и зоны, не охваченные заводнением. Низкие коэффициенты нефтеотдачи обусловлены малым охватом пластов заводнением по продуктивному разрезу и по площади залежи.
В этих условиях для повышения эффективности систем заводнения ставится задача максимального охвата пластов заводнением, что может быть достигнуто за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасыщенные интервалы.
Значительными возможностями в этом случае обладает метод изменения направления движения фильтрационных потоков жидкости в пласте за счет использования отклонителей.
В качестве отклонителей для этих целей могут применяться как механические, так и химические вещества. Последние относятся к числу наиболее широко используемых.
В последнее время в качестве химических отклонителей часто используют водогазовые системы (ВГС) на основе различных газов.
ВГС обладают селективными свойствами при закачке их в призабойную зону пласта. ВГС, попадая в нефтенасыщенные части пласта, разделяются, а в водонасыщенных частях пузырьки газа прилипают к поверхности водопро-водящих каналов, тем самым блокируя поры этих каналов и направляя движение воды в другие нефтенасыщенные части пласта. Продвигаясь по этим направлениям вода способствует вытеснению из нефтенасыщенных частей пласта дополнительных объемов нефти. Тем самым применение ВГС способствует повышению коэффициента нефтеотдачи. В качестве газовой фазы ВГС используют воздух, азот углекислый газ, природный газ и т.п. Особое внимание привлекает использование в качестве газовой фазы ВГС попутного нефтяного газа (ПНГ), который с одной стороны в силу своей гомологической близости к нефти является эффективным нефтевытесняющим агентом, а с другой - ПНГ добывается непосредственно на нефтяных промыслах, т.е. не требуется доставка его для воздействия на пласт, что значительно снижает стоимость проведения работ. Однако, широкое внедрение таких технологий на нефтепромыслах сдерживается рядом причин, к которым относится как отсутствие технических средств для подготовки и закачки газа в пласт, так и недостаточная изученность процессов, протекающих в нефтяном пласте при водогазовом воздействии, а также различные технологические осложнения, сопровождающие ход внедрения таких технологий (прорывы газа к добывающим скважинам, гидратообразование и т.п.). С этой точки зрения требуется разработка и внедрения принципиально новых технологических решений, позволяющих качественно улучшить процесс воздействия на пласт ВГС на основе попутного нефтяного газа.
Таким образом, АКТУАЛЬНОСТЬ постановки данной темы объясняется рядом причин, среди которых:
- низкий коэффициент утилизации попутного нефтяного газа в России. В настоящее время более 15 % добываемого ПНГ бесцельно сжигается на промыслах.
- более высокий по сравнению с заводнением коэффициент воздействия на нефтяные пласты водогазовых систем на основе попутного нефтяного газа при вытеснении нефти из пласта. Многочисленными теоретическими и экспериментальными исследованиями, показана возможность эффективного использования ВГВ на основе попутного газа для повышения нефтеотдачи пластов.
- доступность и относительная дешевизна применения ПНГ непосредственно на нефтяных месторождениях.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ - повышение эффективности разработки месторождений на основе новых технических и технологических решений в процессе воздействия на нефтяные пласты водогазовой смесью.
В работе решены следующие основные задачи:
1. Изучено современное состояние утилизации попутного нефтяного газа на основе обобщения мирового и отечественного опыта и экологические последствия от его нерационального использования.
2. Обоснованны научно-технические предпосылки применения попутного нефтяного газа и водогазовых систем на его основе для увеличения нефтеотдачи пластов.
3. Выполнены теоретические, лабораторные и промысловые исследования процессов повышения эффективности воздействия водогазовой смесью на нефтяные пласты.
4. Рассмотрены перспективы использования водогазового воздействия на месторождениях с различными геолого-физическими условиями и технические схемы для их внедрения.
Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических, лабораторных и промысловых исследований. Для анализа использовали отчетную информацию и результаты, полученные в ходе исследований, которые проводились на лабораторных моделях и промышленных объектах.
Научная новизна. На основании теоретических и экспериментальных исследований получены следующие новые результаты:
1. Показано, что сформулированные в условиях скважины лиофобные водогазовые системы с момента образования до проникновения в пласт проявляют свойства ньютоновских жидкостей.
2. Предложена формула для расчета глубины установки внутрисква-жинного эжекторного устройства, исключающая возможность образования кристаллогидратов при формировании и закачке водогазовых систем.
3. Выявлены общие закономерности изменения коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью в зависимости от её состава в интервале газонасыщения от 20 % до 80 % для различных геолого-физических условий.
4. Показано, что объем газовых пузырьков в водогазовой смеси, образованной внутри скважины, при последующем продвижении по пласту увеличивается, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти и охвата воздействием.
На разработки, выполненные в ходе исследований, получено 8 авторских свидетельств и патентов.
Практическая значимость и реализация работы
1. Выполненные исследования легли в основу разработки ряда технологических решений, внедрение которых позволяет достичь двойного результата - использования попутного газа непосредственного на нефтепромыслах и увеличения коэффициента нефтеотдачи пластов, в том числе:
1.1. Технология водогазового воздействия с внутрискважинным расположением оборудования и отбором газа из затрубного пространства добы вающих скважин позволяет производить одновременное системное воздействие на пласт. Технология внедрена в НГДУ «Стрежевойнефть» на участке в составе одной нагнетательной и десяти добывающих скважин с технологическим эффектом более 4 тыс.т дополнительной нефти за 9 месяцев работы и экономическим эффектом более 50 миллионов рублей (в ценах 1994г).
1.2. Технология водогазового воздействия с частичной добавкой к газовой фазе продуктов сгорания внедрена в НГДУ «Вахнефть» (ОАО «Томск-нефть») с технологическим эффектом - 3,7 тыс.т дополнительной нефти в год.
1.3. Технология водогазового воздействия с периодическим изменением направления движения фильтрационных потоков позволяет подключать в разработку новые нефтенасыщенные коллектора.
2. На основе разработанных технологических решений выполнено ТЭО водогазового воздействия применительно к условиям месторождений ТПП «Урайнефтегаз». Величина экономической эффективности за 5 лет внедрения составит 3,6-5,2 млн.руб. на один участок разработки.
3. Разработаны различные принципиальные схемы закачки водогазовой смеси с отбором ПНГ из газовой скважины, затрубного пространства добывающих скважин, газопровода, факельной линии, продукции добывающих скважин.
4. Результаты диссертационной работы использованы в технологических схемах разработки Полуденного, Западно-Останинского, Советского и ряда других месторождений, в которых повышение нефтеотдачи предусматривается посредством закачки в пласты ВГС.
5. Основные результаты, полученные автором при выполнении исследований, вошли в РД «Руководство по применению технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты» (РД-39Р-05756520-1125-94).
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на научно-технических конференциях, семинарах, выставках: региональном на учно-практическом семинаре «Ускорение научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности» (г. Томск 1990 г.); II Международной конференции по химии нефти и разработке месторождений (г. Томск 1994 г.); VII Международной специализированной выставке «Нефть, газа-2000» (г.Казань 2000 г.); Научно-технической конференции «Творческие возможности молодых нефтяников» (г. Альметьевск 1987 г.); V Международной конференции по химии нефти и разработки месторождений (г.Томск 2000 г.).
Общие сведения о добыче и свойствах попутного нефтяного газа
При добыче нефти вместе с ней на поверхность Земли выносится большое количество ПНГ. Добыча попутного газа при разработке нефтяных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с добычей газа из газовых месторождений. Так, если добычу природного газа можно регулировать в соответствии с потребностями, то объем нефтяного газа зависит от объема добываемой нефти. ПНГ - неизбежный спутник нефти. Его добывают и в том случае, когда отсутствует потребитель или нет транспортных средств для подачи его потребителю, удаленному от месторождения. Такое положение обусловлено особенностями физико-химических свойств пластовой нефти. Пластовая нефть - химически сложная многокомпонентная, термодинамически неустойчивая система, состоящая из углеводородов метанового (парафинового), нафтенового и ароматических рядов. В ней могут быть растворены в различных количествах сопутствующие газы углеводородного и неуглеводородного происхождения.
В пластовых условиях вследствие высоких давлений углеводородные и сопутствующие газы находятся в жидком состоянии. Однако при снижении давления сопутствующие газы и отдельные парафиновые углеводороды полностью или частично переходят в газообразное состояние. Поскольку при движении нефти в пласте, по стволу скважины и в нефтепромысловых коммуникациях давление падает постепенно, то количество и состав выделяющегося газа непрерывно изменяется. На процесс разгазирования нефти существенное влияние оказывает температура. Повышение температуры способствует более интенсивному выделению газа. Содержание в пластовой нефти головных углеводородов и определяет потенциальные ресурсы нефтяного газа, а также его углеводородный состав.
Ресурсы попутного нефтяного газа - объем газа, извлеченного вместе с нефтью из недр при эксплуатации нефтяного месторождения за определенный промежуток времени с учетом его качественной характеристики. Ресурсы нефтяного газа определяются как произведение объема добытой нефти на газовый фактор.
Под газовым фактором понимается объем выделившегося газа, отнесенный к 1 т или 1 м3 добытой нефти. Этот объем газа приводят либо к стандартным (давление 101325 Па и температура 293 К), либо к нормальным (давление 101325 Па и температура 273 К) условиям. Величина газового фактора и углеводородный состав добываемого нефтяного газа зависит от компонентного состава пород, расстояния от скважины до газо- и водонеф-тяного контактов, способа эксплуатации скважин (например, газлифтного), условий сепарации пластовой нефти и т.д. На нефтяных месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, газовый фактор и состав газа при постоянных условиях сепарации практически не изменяется от времени эксплуатации.
Изменение пластовых условий (давление и температура) приводит к изменению физико-химических свойств и состава пластовой нефти во времени. Например, при разработке нефтяных месторождений в режиме растворенного газа (давление в пласте ниже давления насыщения) газ выходит из раствора, и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважине. Этот режим характеризуется истощением пластовой энергии. В подобных случаях величина фактора сначала непрерывно увеличивается, достигая максимума, а затем уменьшается (в конечной стадии разработки). Увеличение газового фактора происходит благодаря относительной скорости движения нефти и газа и наличию в призабойной зоне свободного газа, который увлекается вместе с нефтью в скважину. Уменьшение газового фактора является следствием истощения запасов растворенного газа в нефти.
В соответствии с тем, что газовый фактор для каждого месторождения может иметь различное значение в зависимости от конкретных условий, различают пластовый и рабочий газовые факторы.
Пластовый газовый фактор - количество газа, отнесенное к 1 т нефти, отсепарированной в лабораторных условиях путем однократного контактного разгазирования глубинной пробы нефти при Р = 1-1325 Па и Т = 293 К. Пластовый газовый фактор является одним из показателей состояния разработки нефтяного месторождения 121.
Рабочий (суммарный) газовый фактор - суммарное количество газа, отнесенное к 1 т нефти, которое выделится на всех ступенях сепарации при принятых на месторождении технологических параметрах сбора и подготовки нефти и газа. Рабочий газовый фактор характеризует ресурсы нефтяного газа, которые принимаются в расчетах добычи и утилизации этого газа.
Количество попутного нефтяного газа меняется в широких пределах от десятков до нескольких сотен кубометров газа в кубометре нефти.
Причины нерационального использования попутного нефтяного газа и экологические последствия от его бесцельного сжигания
Как известно, все природные ресурсы делятся на два вида: восполнимые и невосполнимые. К первому виду относятся земля, вода, воздух. Они харак теризуются тем, что после их использования в технологических процессах и социально-бытовой деятельности возвращаются в природу с ухудшенными в той или иной мере свойствами. В отличие от восполнимых - невосполнимые ресурсы - топливо (энергия), материалы в процессе использования рассеиваются и исключаются полностью или частично из кругооборота.
Если 40 - 50 лет назад объем промышленного производства и потребления первичных ресурсов не создавал реальной угрозы ухудшения их до критического предела или полного исчезновения, то в недалекой перспективе, при современном темпе роста потребления, такая угроза, по единому мнению специалистов, просто неизбежна.
Так, например, в настоящее время для добычи 1 тонны нефти требуется более 0,5 тонн условного топлива 161. И это притом, что вся деятельность человека, хочет он того или нет, неизбежно направлена на ухудшение природы, ухудшение экологической обстановки.
В последние годы проблема защиты окружающей среды привлекает внимание не только ученых, но и всей мировой общественности. В атмосферу городов мира ежегодно выбрасывается: свыше 150 млн.т окислов серы, 850 млн.т окислов азота, 3 млн.т углеводородов, 310 млн.т углекислого газа и т.д. В мировой океан ежегодно сбрасывается 6 млн.т нефти 19/.
В результате многочисленных исследований установлена связь между загрязнением воздуха и заболеванием людей хроническими бронхитами, эмфиземой легких, астмой и раком. Например, Х.Хемфри отметил, что в США смертность от эмфиземы легких увеличилась в 10 раз. Согласно П.М.Шабаду, за последние 50 лет во многих странах число заболеваний раком легких увеличилось в десятки раз. Например, в Англии число заболеваний увеличилось в 40 раз 111.
В 1999 году в 44 городах России экологическая обстановка была неблагополучной, в них отмечалось более 400 случая превышения допустимых норм в 10 и более раз. Зарегистрировано более 150 случаев залповых загряз нений воздуха.
Нефтяная и газовая промышленность являются одними из самых больших потребителей ресурсов и по оценке специалистов оказывает 8-10% общего отрицательного воздействия на природу.
Мировое потребление нефти и газа за последние 25-30 лет составило 60-65 млрд.т, что в 4-5 раз больше, чем за всю предшествующую вековую историю развития нефтяной промышленности. В последние годы потребление нефти в мире стабилизировалось на уровне 2,5-2,6 млрд. т/год. Для обеспечения этой добычи нефти эксплуатируется около 1 млн. скважин, расходуется более 10 млрд. м /год воды, пробуренные скважины и промысловые объекты занимают 2-3 млн. га земли, на их строительство затрачено 20-250 млн.т металла и других материалов 161.
За 30 лет освоения нефтегазового комплекса Западной Сибири природе нанесен неисчислимый урон. Экономический ущерб в расчете на 1 тонну добытой нефти в несколько раз превышает ее официальную цену /10/. В результате нефтегазовые области в Западной Сибири стали зоной экологического бедствия. Почти 57 млн. кубометров неочищенных вредных отходов ежегодно сбрасывает нефтегазовый комплекс, причем половина этих губительных сбросов сразу же попадает в реки и озера. Ежегодно рекам Западной Сибири (прежде всего Обью) в Северный Ледовитый океан выносится более 120 тыс. тонн нефти и других вредных веществ. Уже сейчас содержание загрязняющих веществ в прибрежных водах Северного Ледовитого океана в 5-6 раз превышает ПДК /11/.
Хотя попутные газы являются сырьем для промышленного нефтехимического синтеза, источником получения тепловой, экологической энергии, огромное количество их просто уничтожается. В 1998 г. во всех нефтедобы-вающих странах в факелах было сожжено 87,8 млрд.м , попутного нефтяного газа, что больше чем потребление газа в Южной Америке /12/.
Теоретические аспекты образования и закачки водогазовой смеси с применением эжекторных устройств
Одной из актуальных научно-технических проблем, препятствующих широкому внедрению водогазового воздействия, является недостаток специальных технических средств для образования и закачки водогазовых смесей. Применение компрессоров высокого давления для этих целей на нефтяных месторождениях - экономически нерентабельно вследствие удаленности нефтяных кустов друг от друга на значительные расстояния. Очевидно, что для проведения процесса водогазового воздействия, необходима прокладка громоздких трубопроводов для сбора, подготовки и компримирования больших объемов газа и обратной транспортировки газа высокого давления к нагнетательным скважинам. Такая схема обратной закачки попутных нефтяных газов потребует вложения огромных капитальных затрат.
Следовательно, оборудование должно быть недорогим, простым в монтаже, эксплуатации и ремонте и иметь многоцелевое назначение. Кроме того, сложность и большая стоимость подвода дополнительной энергии, климатические условия требуют, чтобы промысловое оборудование позволяло максимально использовать свойства нагнетаемой для поддержания пластового давления воды. В таких условиях необходимо, применение небольших кустовых установок для образования и закачки ВГС в пласты.
На основании теоретических исследований и промысловых эксперимен тов автором показана возможность применения для этих целей эжекторных устройств. /62/ Схема работы такого устройства показана на рис.2.1.
Работа эжектора основана на принципе трубки Вентури. Когда рабочая жидкость проходит под высоким давлением через узкое сопло (насадка 1), скорость ее увеличивается, что приводит к снижению давления в камере смешения 2. Благодаря этому, струя рабочей жидкости, выходя из сопла, захватывает (подсасывает) газ, поступающий в камеру смешения 2. В камере смешения происходит перемешивание воды и газа и обмен импульсами движения, температуры и давления. В результате в диффузоре 3 осуществляется торможение движения смеси газа и воды и повышается ее общее давление и температура. Далее образованная таким образом водогазовая смесь, обладающая определенным запасом кинетической энергии, может без дополнительного нагнетания поступать в нефтяной пласт.
Таким образом, главными элементами эжектора являются активное сопло, диффузор и камера смешивания, причем основное влияние на рабочую характеристику эжекторного устройства оказывает диаметр активного сопла, в котором формируется струя рабочей жидкости. На основании проведенных исследований /63-69/ обобщения ранее выполненных исследований /70/ найдено эмпирическое выражение для определения диаметра сопла в наиболее узкой его части: = 4-10 6 pSEI M \Ъ,\А- [Лщ-q где Qnp - приемистость нагнетательной скважины, м /сек ; q - ускорение свободного падения, м/сек .
В зависимости от приемистости нагнетательных скважин диаметр сопла изменяется следующим образом: 100 м3/сут - 3,3 мм; 300 м3/сут - 5,7 мм; 400 м3/сут - 6,6 мм далее при прочих равных условия, но с ростом приемистости нагнетательных скважин в 4 раза диаметр сопла эжектора необходимо увеличить в 2 раза.
На основании уравнения с учетом геолого-физических характеристик нефтяных пластов построена графическая зависимость диаметра сопла эжектора от приемистости нагнетательных скважин и пластового давления (рис. 2.2). Как видно из графика при Qnp = 200 м /сут. и цв = 0,00011 кг сек/м" с ростом пластового давления от 16 МПа до 30 МПа размер диаметра сопла эжекторного устройства в диапазоне 4,2-5,7 мм, т.е. увеличивается в 1,37 раза.
Использование эжекторных устройств для образования и закачки ВГС в пласт имеет ряд преимуществ по сравнению с применением компрессоров: /71/ - в отличие от компрессоров эжекторные устройства характеризуются предельной простотой конструкции, несоизмеримыми расходами капитальных вложений на их проектирование и изготовление. Они могут устанавливаться на любом отдельном нефтяном кусту без строительства дополнительный дорогостоящих сооружений (здания фундаменты и т.п.); — в устройстве эжекторов отсутствуют вращающиеся детали, что обеспечивает длительную работу без капитального ремонта и высокую надежность ведения процесса; — процесс образования и закачки ВГС с помощью эжекторных устройств осуществляется без выбросов выхлопных газов и других, загрязняющих атмосферу веществ.
Критерии применимости технологии ВГВ
На первом, начальном этапе разработки месторождения газоводяной фаактор ВГС поддерживают на такой величине, чтобы вязкость ВГС в пластовых условиях была равна вязкости пластовой нефти. Затем, после достижения фронтом вытеснения добывающих скважин, газоводяной фактор ВГС повышают в 2 - 5 раз и поддерживают ее в таком состоянии до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5 - 2,5 раза, после чего осуществляют повышение давления нагнетания вытесняющего агента в 1,1 - 1,5 раза до восстановления первоначальной приемистости.
При нагнетании в пласт вытесняющего агента одинаковой с нефтью подвижности создаются наиболее благоприятные условия для эффективной разработки месторождения. В случае водогазового воздействия это условие достигается при одинаковой вязкости взаимодействующих флюидов.
Таким образом, на начальном этапе разработанной нами технологии вытеснения нефти производится ВГС с оптимальным газоводяным фактором, что обеспечивает эффективную разработку месторождения.
После достижения фронтом вытеснения добывающих скважин в нефтяном пласте присутствуют три вида коллекторов: водонасыщенные, нефтенасыщен-ные и коллектора, заполненные водогазовой смесью. Эти коллектора обладают различным сопротивлением. Сопротивление их определяется параметрами, входящими в уравнение линейного течения, подчиняющегося закону Дарси: Q=KAPA/pL, где Q - расход или скорость закачки; Д Р - перепад давления между скважиной и пластом; А - площадь поверхности, вскрытой в скважине зоны; L - радиальное расстояние в пласте, на котором происходит изменение давления.
Анализ вышеприведенной формулы показывает, что так как из трех видов коллекторов, присутствующих в нефтяном пласте после прохождения через него фронта ВГС, наименьшим сопротивлением обладают водонасыщенные коллектора.
Используя это положение, на втором этапе разработанной нами техноло гии, после достижения фронтом вытеснения добывающих скважин, производится повышение газоводяного фактора водогазовой смеси в 2-5 раз. Соответственно, повысится и вязкость ВГС. Такой флюид повышенной вязкости заполнит коллектора в призабойной зоне нагнетательной скважины, причем преимущественно водогазовой смесью будут заполняться водонасыщенные коллектора. Это вызовет увеличение противодавления на выходе эжекторного устройства. Увеличение газоводяного фактора ВГС в 2-5 раз вызовет снижение приемистости нагнетательной скважины в 1,5-5 раза, что, в конечном счете, приведет к снижению газоводяного фактора водогазовой смеси вплоть до нуля, а водогазовое воздействие перейдет в чисто водяное.
Далее, предлагается повысить давление нагнетания вытесняющего агента в 1,1-1,5 раза. При этом, вследствие того, что плотность ВГС в 1,1-1,9 раза ниже плотности воды в зависимости от газоводяного фактора, увеличение давления на забое нагнетательной скважины за счет давления столба жидкости в скважине увеличится в 1,9 - 2,9 раза по сравнению с давлением на забое скважины, заполненной водогазовой смесью. Известно, что при увеличении давления закачки флюида в нагнетательную скважину в 2,0 - 3,0 раза от давления, необходимого для поддержания пластового давления, создаются условия для осуществления гидроразрыва пласта.
Согласно технологии, вода под давлением в 1,9-2,9 раза выше первоначального давления нагнетания ВГС будет закачиваться в нагнетательные скважины. В призабойной зоне нагнетательной скважины вследствие прокачки больших объемов водогазовой смеси присутствуют только два вида коллекторов: нефтененасыщенные коллектора и коллектора, заполненные ВГС. Водога-зовая смесь, вследствие своего высокого гидродинамического сопротивления, будет оказывать блокирующее действие для проникновения воды в коллекторах, заполненные ВГС. Поэтому вода будет стремиться заполнить нефтенасы-щенные коллектора, либо, в силу своего высокого давления, образовывать новые трещины для своего движения. В результате этого происходит изменение движения фильтрационных потоков (воды) и в разработку будут подключаться новые нефтенасыщенные пропластки. Это приведет к увеличению добычи нефти.
Вышеприведенные теоретические положения разработанной нами технологии опробованы в лабораторных условиях.
Выполнены исследования влияния повышения газоводяного фактора ВГС на коэффициент вытеснения нефти. Для проведения таких экспериментов брали две параллельно соединенные линейные модели, характеристика которых приведена выше. В этих моделях пласта создали различную проницаемость (соответственно 0,115 и 0.73 мкм ). Закачку вытесняющего агента - ВГС проводили одновременно в обе модели через эжекторное устройство.
Исследования проводили в режиме довытеснения после вытеснения нефти из моделей ВГС с оптимальным газоводяным фактором (табл. 2.12).
Для определения оптимальной величины повышения газоводяного фактора ВГС газоводяной фактор увеличивали в 1,5; 2,0; 5,0 и 7,0 раз. После этого при снижении приемистости модели в 2 раза повышали давление нагнетания вытесняющего флюида в 1,4 раза. Результаты экспериментов приведены в таблице 2.11.
