Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор и анализ водогазового воздействия на нефтяные пласты при разработке нефтяных месторождений и постановка задачи 12
1.1. Аналитический обчор применения ВГВ на месторождениях зарубежных стран и России 12
1.1.1 Опыт применения технологии ВГВ на месторождениях зарубежных стран 12
1.1.2 Опыт применения технологии ВГВ на месторождениях России 25
1.1.3.Проблемы гидратообразования при закачке водогазоных смесей 37
1.1.4 Технологии ВГВ, испытанные в промысловых условиях 44
1.2 Механизм повышения нефтеотдачи при ВГВ 57
1.3 Основные выводы и постановка задачи исследований 60
ГЛАВА 2 Фильтрационные исследования мелкодисперсной кодогазовой смеси
2.1 Результаты испытания диспергатора 63
2.2 Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения МВГС 78
2.3 Фильтрационные исследования мелкодисперсной водогаэовой смеси на модели пласта 87
ГЛАВА 3 Разработка способов приготовления водогазовых смесей
3.1 Способы получения, стабилизации и нагнетания мелкодисперсных водогазовых смесей 96
3.2. Методика расчета характеристик газожидкостного струйного аппарата с учетом сжимаемости газовой компоненты 104
3.3 Изучение возможности получении и использования мелкодисперсных водовоздушпых смесей 112
3.3.1 Кинетика окисления нефтеп кислородом воздуха 112
3.3.2 Оценка эффективности воздействия на пласт при закачке водиноздушных смесей 121
3.4 Исследование пенообразующих свойств жидкости применительно к технологии ВГВ 125
ГЛАВА 4 Исследование особенностей закачки мелкодисперсных смесей в промысловых условиях и разработка технологии закачки ВГС
4.1 Разработка технологии закачки ВГС при отсутствии высоконапорного газа 134
4.2 Оценка эффективности нагнете и пласт водогазовой смеси при наличии высокого давления 144
Заключение 147
Библиография 149
- Опыт применения технологии ВГВ на месторождениях зарубежных стран
- Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения МВГС
- Способы получения, стабилизации и нагнетания мелкодисперсных водогазовых смесей
- Разработка технологии закачки ВГС при отсутствии высоконапорного газа
Введение к работе
В последние годы отмечается растущий интерес к применению технологии водогазового воздействия (ВГВ). Промысловый опыт доказывает, что ВГВ па пласт как метод повышения нефтеотдачи сочетает в себе положительные стороны технологии вытеснения нефти газом высокого давления и технологии разработки залежи нефти заводнением,
Заводнение является основным методом разработки нефтяных месторождений, однако его возможности сильно ограничены вследствие физической сущности процесса взаимодействия закачиваемой воды с нефтью и породой. Результаты многолетних исследований эффективности заводнения пластов показали, что коэффициент нефтеотдачи при этом методе не превышаег 0,3-0,5 балансовых запасов в различных физико-геологических условиях. Отечественными и зарубежными исследователями установлено, чго в определенных условиях нефтеизвлечение может быть повышено, если заводнение осуществляется в пласте при наличии свободной газовой фазы.
Газовый метод воздействия на нефтяные пласты считается перспективным с точки зрения повышения нефтеотдачи и широко используется за рубежом. В частности, метод вытеснения углеводородным і азом является одним из наиболее эффективных газовых методов повышения нефтеотдачи пластов, особенно низкопроницаемых коллекторов.
ВГВ является комбинацией обычного заводнения и газовых методов. Необходимость закачки вместе с газом воды объясняется тем, что в большинстве случаев при закачке одного газа происходит его прорыв по высокопроницаемьтм пропласткам в добываютцие скважины. Из-за этого не получают того эффекта, на который рассчитывали.
Первоначально метол поочередной закачки воды и газа (ВГВ) был предложен как способ совершенствования газовой репрессии. Вода иеігользовалась главным образом для контроля подвижности вытесняющего агента и стабилизации фронта вытеснения. В результате ВГВ было отмечено повышение нефтеотдачи (по сравнению с нагнетанием только воды) почти во
всех случаях практического использования данного метода. Помимо такого важного момента, как обеспечение контроля подвижности, отмечены и другие преимущества метода ВГВ, Утилизация нефтяного газа при использовании его в качестве рабочего агента также имеет преимущества с экологической точки зрения, с учетом имеющихся ограничений на сжигание газа в факелах, а также налога на выброс ССЬ в некоторых странах. Поэтому на сегодняшний день остаются актуальными исследования в области газового и во до газового воздействия на пласт. Наряду с поиском новых методов воздействия на пласт существует необходимость всестороннего изучения механизма вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью (МВГС) с учетом характеристик пластовой системы для повышения эффективности существующих технологий
вгв.
До настоящего времени известные технологии выработки запасов месторождений с низкопропицаемыми коллекторами или коллекторами смешанного типа и применяемая техника не позволяли достичь высокой рентабельности их разработки, поэтому известные технологии ВГВ не получили распространения в отечественной практике нефтедобычи. 1 Іелью настоящей работы являлась разработка такой техники и технологии ВГВ, при которой достигается диспергирование газа до требуемых размеров глобул и при этом используется доступное в промысловых условиях оборудование для закачки Bf 'С в пласт.
Анализ накопленного материала по ВГВ как теоретического, так и опытно-промышленного показал, что для осуществления данной технологии требуеюя провести определенный объем экспериментальных работ, связанный с исследованием и обоснованием влияния дисперсное ти газовой фазы в водогазовой эмульсии на гидродинамические особенности фильтрации МВГС в пласте. Изучение работы насосно-эжекторного оборудования в режиме диспергирования и перекачки смесей с высоким газосодержанисм является одной из важных задач, рассмотренных в диссертационной работе.
Целью настоящей диссертационной работы является экспериментальная
оценка и обоснование влияния дисперсности водогазовой смеси на гидрогазодинамические процессы в пласте и па этой основе разработка промысловой техники и технологи приготовления, стабилизации и закачки в пласт МВГС доступными в промысловых условиях техническими средствами.
Для реализации поставленной цели автором были сформулированы задачи, которые включают разработку методики проведения фильтрационных экспериментов и непосредственно проведение самих экспериментов по изучению фильтрационных характеристик МВГС на модели пласта. Были получены зависимости, характеризующие вытесняющие свойства МВГС, гто сравнению с нсфтсвытссняющими свойствами воды и газа, при разном процентном содержании газовой фазы. Установлена достаточно четкая зависимость характера вытеснения нефти от наличия в смеси мелкодисперсных газовых пузырьков.
Для приготовления МВГС использовали специальное диспергирующее устройство. Результат, который может быть получен при использовании данного устройства, заключается в диспергировании попутного нефтяного газа в воде для получения мелкодисперсной водогазовой смеси с диаметром пузырьков газа в МВГС от 1 мкм до 100 мкм. Результаты испытания диспергатора показали его высокую надежность и эффективность при создании МВГС,
Технология приготовления и нагнетания ВГС подбирается автором для условий различных нефтедобывающих регионов и уточняется с учетом геологического строения месторождения, его оснащенности оборудованием, необходимым для реализации технологии.
Для месторождений, где нет возможности использовать газ высокого давления, предлагается новый способ закачки ВГС, схема которого включает дожимной насос и линию подачи ПАВ. ПАВ добавляют в закачиваемую воду для снижения вероятности прорывов газа к добывающим скважинам. Кроме того, добавка ПАВ позволяет исключить вредное влияние свободного газа на работу дожимного насоса и достичь высоких давлений нагнетания,
необходимых для эффективной реализации водогазового воздействия на пласт. Поэтому комплекс экспериментальных исследований включал серию экспериментов по исследованию пенообразующей способности водных растворов ПАВ.
В работе проведено изучение возможности получения и использования водовоздушных смесей. Показано, что такой вариант технологии ВГВ соответствует процессу сверхвлажного горения б пласте.
Итогом данной работы является разработка различных способов приготош гения и нагнетания ВГС, которые позволяют существенно расширить область применения и функциональные возможности технологии ВГВ. В предлагаемых схемах предусмотрено максимальное использование существующего на промыслах оборудования, в частности, сепараторов газа, водораспределительных пунктов, компрессоров, а также рассмотрена возможность реализации технологии ВГВ без образования гидратов. Кроме того, подготовлен проект по внедрению технологии ВГВ на продуктивный пласт па месторождении Кум коль.
Опыт применения технологии ВГВ на месторождениях зарубежных стран
Одно из условий эффективного применения технологии ВГВ - это обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи, т. е. одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.
Поочередное нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением вел едет ник снижении относительной проводимости высокопроницаемых пропластков, заняты водогазоной смесью. Вытеснение нефти из неоднородных пластон водой и газом совместно при любой технологии также более эффективно с точки зрения увеличения конечной нефтеотдачи, чем при раздельном использовании рабочих апгентов (воды и газа). Применение технологии ВГВ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов на 7—15 % по сраннению с обычным заводнением.
Успешный опыт по надо газовому воздействию был осуществлен на месторождении Юпяверсиги Блок [92]. Продуктивный пласт залегает на глубине 2562-2592.5 м в известняковых отложениях. На залежи выделяются три продуктивных интервала с межкристаллической и кавернозной пористостью. Отмечается наличие в пласте маломощных (менее) 0,3 м высокопроницаемых пропластков, которые прослеживаются практически по всем скважинам. Проницаемость пласта (по керну) составляет 0,014 мкм2, а пористость - 10,2%, средняя эффективная толщина - 9,1 м. Начальное пластовое давление составляло 24,5 МПа, но к моменту реализации водогазовой репрессии оно снизилось до 9,97 МПа, что на 2,46 МПа ниже давления насыщения нефти газом. Вязкость нефти в пластовых условиях при температуре 60С составляла 0,25мПа с,
При нагнетании оторочки пропана пластовое давление постепенно увеличивалось, что дало возможность перевести все насосные скважины на фонтанную эксплуатацию. За время закачки газа наблюдались отдельные его прорывы в добывающие скважины. Причем в некоторых скважинах не было обнаружено увеличения концентрации пропана, что свидетельствовало о «разрыве» оторочки. В то же время использование индикатора не показало, что в какой-либо зоне пласта имеется аномальные скорости фильтрации газа.
Закачка маловязкого вытесняющего агента привела к образованию языков и в добывающие скважины второго рядя произошел преждевременный прорыв газа. После этого перешли к попеременному нагнетанию воды и газа. Водогазовая репрессия оказалась очень эффективной и резко уменьшила ііроск а_іі.зі.івание газа в добывающие скважины.
Постепенно давление в пласте нарастало и достигло 31,5 МПа (на 6,3 МПа выше начального пластового), С 1965 г. пластовое давление стало падать. Это падение продолжалось, несмотря на добавление в 1967 г. четырех нагнетательных скважин и значительное увеличение объемов нагнетания. Был сделан вывод об утечках закачиваемых флюидов. Точное место ухода вытесняющих агентов неизвестно, хотя в соседней законтурной зоне отмечалось увеличение давления.
Следовательно, при разработке технологии ВГВ большое внимание необходимо уделять выравниванию фронта вытеснения- Авторами [104] показано, что в ходе применения ВГВ с добавкой к закачиваемой воде ПАВ (ВГВП) на Западном тектоническом блоке месторождения Snorre, пена «контролировала» газовую подвижность в процессе закачки. Результаты испытаний при вытеснении пеной на Западном тектоническом блоке месторождения Snorre (скважинная пара Р32-Р39) показали, что удалось добиться отсрочки прорыва газа и значительного снижения газового фактора по сравнению с циклами нагнетания газа до начала ввода иены. Отмечено также накопление больших объемов газа в залежи. Закачка полимерных и пенных систем является одним из эффективных способов варьирования профилей приемистости и притока соответственно нагнетательных и добывающих скважин.
Начиная с 1961 года на месторождении Пиктон, стали внедрять процесс смешивающегося вытеснения. Наиболее успешной оказалась технология, предусматривающая сначала закачку воды, затем нагнетание волы и обогащенного газа и на последнем этапе проталкивание оторочки растворителя сухим газом и водой. К 1963 г. нефтеотдача достигла 47% и предполагалось, что она составит 52%. С учетом извлечения легких фракций нефти за счет ее испарения нефтеотдача может достигать 72,5% [71].
На залежи Силингзон испытывалась технология одновременного нагнетания в пласт воды и газа (при соотношении 2Т7 м-1 воды на 1000 м газа). Через 21 месяц после начала нагнетания воды она прорывалась в добывающие скважины первого ряда и обводненность продукции быстро увеличилась до 90%. Закачка воды не привела к существенному росту отборов нефти, а приемистость нагнетательных скважин снизилась и не компенсировала отбор. Поэтому в нагнетательную скважину стали закачивать воду и газ попеременно (при соотношении 5,37 MJ воды на І000 MJ газа). Сначала приемистость скважины была высокой, но затем приемистость но газу стала резко снижаться. В конце концов давления, создаваемого компрессорами оказалось недостаточно для закачки газа и ее пришлось прекратить.
Авторы работы [107] пришли к выводу, что при попеременном нагнетании воды и газа приемистость снижается из-за высокой водо насыщенности в окрестности нагнетательной скважины. Необходимо отметить, что снижение приемистости по газу произошло во втором цикле нагнетания агентов после захачки воды в течение десяти месяцев. В первом цикле, когда воду нагнетали три месяца, а газ - пять месяцев, была достигнута более высокая проницаемость скважины по газу. Следовательно, во втором цикле или неверно была выбрана технология (слишком длительное нагнетание воды), или из-за специфических свойств коллектора (например, наличие разбухающих глин) водогазовое воздействие вообще неприменимо на данной залежи.
Успешно процесс смешивающегося вытеснения реализован на месторождении Пембина на участке Пембина Без Лейк Кардиум [97J. На этом участке пробурены 3 нагнетательные и 25 добывающих скважин. Продуктивный пласт представлен в нижней части разреза песчаниками толщиной от 0 до 11 м со средней проницаемостью 0,02 мкм2, а в верхней -конгломератом толщиной 12,5 м с проницаемостью в горизонтальном направлении около 0,7 мкм . причем проницаемость отдельных пропластков в толще конгломерата колеблется от 0,05 до 10 мкм2. проницаемость коллектора в вертикальном направлении в 10-20 раз ниже из-за отсутствия малопроницаемых прослоев песчаника и непроницаемых линз карбонатов. Продуктивный пласт имеет небольшое падение с юго-востока на северо-запад, где слой конгломерата наиболее мощный.
Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения МВГС
В нефтедобывающей отрасли при помощи технологии заводнения добывается более 90% нефти. Водогазовый метод увеличения нефтеотдачи по уровню дополнительно добытой нефти занимает на нефтяных месторождениях мира второе место. Метод вытеснения углеводородным газом является одним из наиболее эффективных газовых методов повышения нефтеотдачи пластов [64]. В последние годы отмечается растущий интерес к применению технологии водогазового воздействия (ВГВ), с использованием как смешивающихся, так и несмешивающихся агентов. Это объясняется тем, что при комбинированной закачке воды и газа прирост нефтеотдачи может составить 5-10% при использовании сухого газа и до 15-20% при использовании обогащенного газа или расі нор и тел ей.
Изучению движения многокомпонентной смеси в пласте посвящено много работ [4, 54, б], 65, 67], но закономерности вытеснения нефти из пористой среды квазигомогенной водогазовои смесью различной дисперсности практически не изучены. Исходя из общих соображений физики, геометрические размеры газовой фазы должны оказывать заметное влияние на законы фильтрации, особенно когда размеры глобул газа соизмеримы или меньше размеров пор- В случае, когда закачивается газ или водогазовая смесь с размерами газовых включений существенно превосходящих размеры пор принято считать, что размеры газовых глобул определяются размерами пор пласта. Нашей задачей были разработка технологии и техники приготовления мелкодисперсной водогазовои смеси с размерами газовых включений от 1 мкм до 100 мкм, а также исследование влияния газосодержания мелкодисперсной водогазовои смеси па характер вытеснения остаточной нефти.
Экспериментальная установка (см. рис.2.9) предназначена для изучения процессов многофазной фильтрации в пористой среде, в частности, определения относительных фазовых проницаемостей керна, нефте- и водонасыщенности модели пласта, коэффициента вытеснения нефти, коэффициента проницаемости пласта. Данная установка позволяет с высокой точностыо исследовать процессы фильтрации как на кернах, так и на насыпных моделях пласта с близким к полному воспроизведением пластовых термобарических условий.
При разработке принципиальной схемы экспериментальной установки принимались во внимание требования компактности размещения элементов и узлов, а также необходимость согласования линий подачи газа и получаемой МВГС с соответствующими линиями модели пласта и другого оборудования лаборатории физического моделирования ООО ПВНИИГАЗ"Д па площадях которого проводились экспериментальные исследования. Также учитывались требования техники безопасности при работе с аппаратами ш.гсокого давления с взрывоопасными средами. Кроме того, необходимо согласовать рабочие характеристики блока приготовления МВГС и возможности модели пласта по закачке исследуемой смеси. Закачка получаемой МВГС і шпосредственно в модель может осуществляться через промежуточную аккумулирующую емкость объемом 1 литр. Также необходимо учесть значительное различие расходов получаемой смеси на блоке диспергации (0,85 мЗ/час или 14166,7 см3/мин.) и прокачиваемой через модель пласта (максимум 7 см3/мин.). Поэтому принципиальная схема блока диспергации (см. рис. 2.10) выполняется с использованием рециркуляции с перекачкой в процессе работы части приготовленной МВГС в аккумулирующую емкость модели пласта, однако предусмотрена и возможность непосредственной закачки получаемой смеси в модель пласта при условии незначительной модернизации модели пласта системы многофазной фильтрации, которой располагает ООО "ВНИИГАЗ" [74]. Для снижения влияния перекачиваемого на модель пласта объема МВГС на рабочие парамефы блока диспергации в компоновочной схеме предусмотрены буферные емкости. Так как при работе насоса и диспергатора в режиме рециркуляции происходит значительный рост температуры обрабатываемой среды, что влияет на растворимость газовой фазы в жидкости, линии всасывания и нагнетания насоса оборудовались системой охлаждения. Для наблюдения за качеством получаемой МВГС и дальнейших исследований дисперсности получаемой смеси в принципиальной схеме были предусмотрены элементы с круглыми и эллиптическими смотровыми окнами из стекол высокого давления.
Исследование нефтевытесняющих свойств МВГС проводили на установках двух- и трехфазной фильтрации Научного центра термодинамики и физики пласта ООО «ВНИИГАЗ», позволяющих с высокой точностью исследовать процессы фильтрации, как на естественных кернах, так и на насыпных моделях пласта с близким к полному воспроизведением пластовых термобарических условий [74]. Оборудование предназначено для изучения процессов многофазной фильтрации в пористой среде, в частности, определения относительных фазовых проницаемостей естественного керш. Все узлы и коммуникации системы трехфазной фильтрации выполнены в антикоррозийном исполнении. Исследование фильтрационных характеристик и испытание устройства для приготовления МВГС проводили на насыпной модели пласта, разработанной на базе лаборатории «ВІІИИГАЗ».
Способы получения, стабилизации и нагнетания мелкодисперсных водогазовых смесей
В работе [10J отмечается, что для большинства нефі ей энергия активации практически постоянна в интерпале температур от 19 до 230 QC. Однако для повышения точности расчетов времени самовоспламенения нефти в пласте рекомендуется проводить эксперименты при начальных пластовых температурах.
В работе [106] отмечалось, что увеличение удельной поверхности не влияет на скорость реакции нефти с кислородом воздуха- Однако в статье [93] приводятся данные, свидетельствующие об увеличении скорости реакции с ростом удельной поверхности пористой среды. Отношение констант скоростей реакции равно 1,28 при увеличении удельной поверхности в 1,75 раза, т.е. порядок реакции по удельной поверхности приблизительно равен 0П45.
Добавка глины в модель пористой среды [87] привела к снижению энергии активации- Следует отметить, что в опытах [106] наблюдался большой разброс точек, а уменьшение расчетного значения энергии активации при добавлении в пористую среду глины произошло из-за снижения скорости реакции в области высоких температур. Поэтому без статистической обработки нельзя делать вывод об изменении энергии активации.
В работе [68] исследовалось влияние удельной поверхности пористой среды и каталитических свойств глины на скорость реакции нефтей с кислородом. Отмечалось, что значительное увеличение удельной поверхности при добавлении маршаллита не привело к заметному повышению скорости реакции- Не повлияла на показатели процесса окисления и добавка в пористую среду глины (гжельский каолинит). В то же время было зафиксировано изменение каталитических свойств пористой среды после ее отжига.
По результатам экспериментов по длительному окислению нефтей сделан вывод об уменьшении коэффициента є, учитывающего влияние степени окисленности на скорость реакции, с увеличением удельной поверхности пористой среды. Причем после отжига смеси кварцевого песка с маршаллитом или глиной скорость реакции насыщающей эту смесь нефти с кислородом возрастала в 2-3 раза.
В статье [70] приводятся результаты изучения кинетики окисления нефтей в пористых средах различною состава. Для изменения удельной поверхности породы к кварцевому песку с размером частиц 0,2-0,315 мм добавляли 20 или 50% маршаллита или глины. Из приведенных данных следует, что добавка глин способствует некоторому снижению энергии активации, однако все изменения лежат в пределах доверительного интервала, рассчитанного с вероятностью 90%,
Для изучения влияния свойств реальных пород на процесс окисления нефтей месторождений Каражанбас, Ярега, Уса и Узень использовались размельченные керны. Скорость реакции нефтей месторождений Яреіа и Каражанбас с кислородом и на породе и на кварцевом песке практически одинакова. При этом независимо от использованной в опытах породы кинетические параметры меняются при температуре примерно 453К. Скорость окисления усипской нефти па карбонатной породе оказалась ниже, чем на кварцевом песке.
Наиболее значительные изменения кинетических параметров были зафиксированы при окислении нефти месторождения Узень. Причем наиболее существенные различия в скорости реакции имеют место при температурах, близких к начальным пластовым, Большинство же исследований, посвященных изучению кинетики окисления нефтей, проводилось с использованием пористых сред, в которых вода моделировалась как связанная или отсутствовала полностью. Исследованию кинетики окисления неф гей в заводненных пластах посвящена статья [26]. Водонасыщенность моделировалась добавлением воды в нефтенасыщенную пористую среду перед началом подачи воздуха в кернодержате л ь.
Было установлено, что присутствие воды при окислении нефти месторождения Каражанбас не оказывает существенного влияния на темп потребления кислорода. Некоторое снижение скорости реакции этой нефти с кислородом воздуха при температуре выше 97 С находилось в пределах доверительного интервала- Увеличение количества подаваемой воды в модель также не привело к изменению скорости реакции.
Существенное влияние воды на скорость потребления кислорода отмечено в опытах с яеф іью Ярегекого месторождения. Было зафиксировано снижение энергии активации в присутствии воды в диапазоне температур 20-42 С. При температуре выше 42 С значения энергии активации процесса окисления об подцепной и безшдной нефти практически не различаются. Однако скорость окисления обводненной Ярегской нефти в пять раз меньше. Такое влияние воды на кинетику окисления нефти наблюдалось при добавлении в пористую среду как дистиллированной, так и пластовой воды данного месторождения. Количество добавляемой воды не влияло на показатели процесса окисления Ярегской нефти.
По результатам опытов [26] определены значения кинетических констант. В случае окисления безводной нефти Ярегекого месторождения энергия активации составляет 63,2 кДж/моль, а предэкспоненциальный множитель - 746 кг/(кг-с-(МПа),т), для обводненной нефти при температуре 293-315К - соответственно 34,8 кДж/моль и 3/7-10,т3 кг/(кг-с-(МПа)п). При температуре выше 315К предэкспоненциальный множитель для обводненной нефти равен 141 кг/(кг-с-(МПа)п), а энергия активации такая же, как для безводной нефти.
Сравнение нефтей Ярегекого и Каражанбасского месторождений показывает, что первая относится к наиболее активным по отношению к кислороду нефтям. Скорости реакции окисления Ярегской нефти в присутствии воды близки к скорости взаимодействия с кислородом воздуха безводной нефти месторождения Каражанбас. Следовательно, скорость диффузии кислорода через слой воды сравнима со скоростью потребления кислорода нефтью месторождения Каражанбас и меньше, чем Ярегской нефти. Видимо, влияние воды в пласте на скорость окисления нефти увеличивается с повышением активности нефти по отношению к кислороду. Этот вывод подтверждается результатами опытов с нефтью Старогрозненского месторождения, характеризующейся низкой активностью по отношению к кислороду. Присутствие воды не повлияло на скорость реакции старогрозненской нефти с кислородом воздуха.
Разработка технологии закачки ВГС при отсутствии высоконапорного газа
Закачка нефтяного газа высокого давления на Самотлорском месторождении была начата в марте 19S4 г. Опыт реализации ВГВ выявил некоторые нерешенные до конца проблемы технического характера, касающиеся герметичности выпускаемых задвижек и арматуры, работы замерных узлов расхода газа высокого давления и воды; отсутствия средств замера высоких дебитов жидкости (более 800 т/сут) и газового фактора Б диапозоне 150-1500 м/т.
Для увеличения охвата, начиная с 1986 г., добывающие скважины, не реагирующие на ВГВП переводилка» на эксплуатацию ЭЦН, рассчитанными на работу с газовыми факторами до 500 м/т, И струйными насосами. Вследствие перевода скважин на эксплуатацию ЭЦН за этот период дополнительно добыто 13 % нефти, в частности по пластам БВ8 - 8,5 %, АВ .з - 30 %, AB3i - 8,5 %, за счет струйных насосов - около 2,2 %. Опыт использования ЭЦН при ВГВ является принципиально новым, поскольку раньше считалось, что это невозможно из-за высоких газовых факторов.
С появлением новых представлений о механизме вытеснения нефти водогазовыми смесями с использованием газа высокого давления возникла основа для совершенствовании технологии ВГВ. Для изучения возможности интенсификации применяющихся технологий ВГВ и повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения проведен расчет вариантов нагнетания водогазовых смесей при наличии газа высокого давления. В период освоения данное месторождения оснащалось компрессорами высокого давления и газопроводами. Поэтому в расчетах можно использовать значение давления нагнетания газа порядка 10 МГТа, Рассмотрим вариант работы эжектора при наличии газа высокого давления на конкретном примере используя методику, предложенную авторами [23] и графические зависимости, представленные в разделе 3.2. Рассмотрим работу нагнетательной скважины для следующих условий: глубина скважины 2000 м, забойное давление 30 МПа, давление гаг а па входе в струйный аппарат 10 МПа, расход рабочей жидкости (воды) 200 м3/сут и плотность водо газовой смеси 600 кг/м\ Тогда, необходимое давление нагнетания ВГС составит 18 МПа (см, приложение, пример 1). Чтобы закачать водогазовую смесь при данных условиях необходимо создать давление закачки (давление рабочей жидкости после КНС) для высоконапорных струйных аппаратов в пределах 34 - 55 МПа, для низконапорных СА в пределах 55 - 330 МПа. Создать такие условия для осуществления данной технологии па сегодняшний день в промысловых условиях затруднительно даже для высоконапорных струйных аппаратов. Задаваясь реальным значением давления Рр: которое может развивать КИС, например 20 МПа, можно рассчитать давление на выходе СА Р0 т,е. с которым ВГВ предполагается закачать в пласт. По расчетам (см, приложение, пример 2) оно составит 13,5 Ml la. Этого давления не достаточно для закачки смеси указанной плотности в пласт. На 1 м воды можно закачать от 58,33 до 208 м газа в зависимости от типа струйного аппарата. Рассмотрим случай закачки ВГС с большей плотностью, например, н качестве рабочего агента используем смесь соленой воды (добавив кальций хлор к закачиваемой воде). Плотность смеси примем равной 900 кг/м . Тогда, необходимое давление нагнетания ВГС составит 12 МПа (см. приложение, пример 3). Для нагнетания водогазовой смеси необходимо давление закачки (давление рабочей жидкости) для высоконапорных струйных аппаратов в пределах 16-21 МПа, для низконапорных струйных аппаратов в пределах 21-90 МПа. На 1 м закачиваемой в скважину соленой воды можно закачать в промысловых условиях от 55 до 111 MJ в зависимости от типа струйного аппарата- Дополнительным преимуществом данного варианта нагнетания смеси в пласт является то, что соленый раствор предотвращает образование гидратов. Отрицательным моментом является возможность отложения солей в ГТЗС и снижение фильтрационных характеристик. Таким образом, рассмотрены различные трудности, которые могут возникнуть при нагнетании водогазовых смесей в промысловых условиях с использованием газа высокого давления. Наиболее привлекательным является вариант нагнетания ВГС с большей плотностью. В этом случае давления, развиваемого КНС, достаточно для закачки ВГС в нагнетательную скнажииу. Основные результаты и выводы работы заключающем в следующем: 1. Разработана конструкция гидродинамического диспергирующего устройства, которое позволяет получать устойчивые водогазовые смеси с содержанием свободной газовой фазы от 0% до 40% с размерами газовых пузырьков от ІдоІОО мкм. 2. Обоснован новый метод ночдейстиия па пласт путем закачки МВГС в нагнетательную скважину, обеспечивающий дополнительную добычу нефти, 3. Исходное количество остаточного керосина (27,2%) после вытеснения водой существенно меньше, чем это обычно имеет место в реальных условиях ..эксплуатации, т.к. условия испытаний вытесняющих свойств МВГС на модели пласта были максимально усложненными по сравнению с реально существующими условиями на нефтяных месторождениях 4. Закачка в модель пласта МВГС с содержанием свободной мелкодисперсной газовой фазы 10% и 20%п однозначно приводит к дополнительному вытеснению остаточного керосина независимо от степени промытости пласта рабочими агентами (водой, газированной водой, оторочками газа и воды). 5. Подтверждена возможность эжектирования газа в поток жидкости при значительном (до 2?0 - 4.0 МПа) перепаде давлений рабочей жидкости и эжектируемого газа. 6. Предложены различные варианты реализации ВГВ? которые позволяют существенно расширить область применения и функциональные возможности данной технологии. В предлагаемых схемах предусмотрено максимальное использование существующего на промыслах оборудования, в частности, сепараторов газа, водораспределительных пунктов, компрессоров.
