Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор известных технологий водогазового воздействия на пласт 13
1.1. Классификация известных технологий водогазового воздействия на пласт 13
1.2. Оборудование, применяемое при различных технологиях водогазового воздействия на пласт 19
1.3. Обзор применения технологий водогазового воздействия на отечественных месторождениях 25
1.4. Обзор применения водогазового воздействия на зарубежных месторождениях 41
1.5. Обзор лабораторных исследований особенностей водогазового воздействия на пласт 55
1.6. Обобщение результатов исследований водогазового воздействия на пласт и постановка задач исследований 70
2. Лабораторные исследования процессов водогазового воздействия на пласт 71
2.1. Схема стенда для проведения лабораторных исследований вытеснения нефти из модели пласта водогазовой смесью 71
2.2. Подготовка к проведению экспериментальных исследований вытеснения нефти из пласта 74
2.3. Экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, газом, водогазовой смесью 85
2.3.1. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти Москудьинского месторождения 85
2.3.2. Экспериментальные исследования вытеснения нефтей Шумовского месторождения 94
2.3.3. Дополнительные исследования вытеснения нефтей повышенной вязкости 106
2.4. Обработка и анализ проведенных экспериментальных исследований вытеснения нефти водогазовыми смесями 110
3. Разработка насосно-эжекторных и насосно-компрессорных систем для водогазового воздействия на пласт 113
3.1. Новые технические решения по насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачке водогазовой смеси в пласт 113
3.2. Расчет технологической схемы для осуществления водогазового воздействия на Крапивинском месторождении 131
3.3 Расчет технологической схемы для осуществления водогазового воздействия на Южно-Тарасовском месторождении 144
Заключение 151
Используемая литература
- Классификация известных технологий водогазового воздействия на пласт
- Оборудование, применяемое при различных технологиях водогазового воздействия на пласт
- Схема стенда для проведения лабораторных исследований вытеснения нефти из модели пласта водогазовой смесью
- Новые технические решения по насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачке водогазовой смеси в пласт
Введение к работе
Актуальность проблемы.
В настоящее время переживаемые отечественной нефтяной отраслью проблемы вызваны причинами геолого-технического характера. В последние годы заметно изменилась сама структура запасов нефти. Наиболее крупные высокопродуктивные месторождения, обеспечивавшие высокие объемы добычи нефти в прошлые годы в настоящий момент значительно истощены. В общем объеме текущих запасов нефти возросла доля трудноизвлекаемых запасов, с освоением которых во многом связано дальнейшее развитие отечественной нефтяной промышленности. По мнению специалистов, доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе составит к 2020 до 75%. В настоящее время проектные значения нефтеотдачи вводимых в разработку месторождений устанавливаются всё ниже и ниже. Так, по некоторым данным, за период с 1965 г. по 2000 г. средняя проектная нефтеотдача по нашей стране снизилась с 48% до 35% (рис. В.1).
Сейчас основная часть трудноизвлекаемых запасов Российской Федерации приурочена к низкопроницаемым и карбонатным коллекторам — 73%, к пластам, содержащим высоковязкую нефть — 12%, обширным подгазовым зонам нефтегазовых залежей — около 15% и пластам, залегающим на больших глубинах — 7%. Разработка таких запасов с использованием традиционной для нашей страны технологии заводнения экономически не эффективна. Хотя почти 90% месторождений России традиционно разрабатываются с применением этого метода, но, являясь хорошо освоенным и относительно недорогим, он, тем не менее, не везде подходит. Часто отмечается преждевременный прорыв воды к добывающим скважинам, остаются большие участки, не охваченные воздействием. Иногда заводнение не может быть реализовано по причинам геологического, технологического или экологического характера. Трудноизвлекаемые запасы нуждаются в применении принципиально новых технологий разработки, учитывающих особенности извлечения запасов этих категорий. Возникает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.
В первую очередь за счет широкого применения на практике МУН в США наблюдается постоянный рост нефтеотдачи. Это тепловые, газовые, химические и микробиологические методы. В нашей стране наибольший интерес нефтяных компаний вызывают гидравлический разрыв пласта, разбуривание боковых стволов, обработка прискважинных зон пластов. Эти методы являются в большей степени методами интенсификации добычи, а при недостаточно обоснованном применении могут значительно снизить потенциально достигаемую нефтеотдачу. К сожалению, применение в качестве МУН тепловых и газовых методов в нашей стране представлено лишь единичными случаями.
Кроме резкого уменьшения нефтеотдачи в последнее время все ярче проявляется проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). Так, по данным НижневартовскНИПИнефть [103], в настоящее время
уже не Нигерия, а Россия находится на первом месте в этом списке. Так, еще в 2004 году по официальным данным Нигерия сожгла 24,1 млрд. м газа, а Россия - 14,9 млрд. м3. Между тем, данные за 2007-й год показывают, что в России было сожжено 20,0 млрд. м3 газа, а Нигерией — 19,0 млрд. м3. Этот безрадостный факт объясняется не только удаленностью вводимых в разработку новых месторождений, но и низкой степенью контроля над сжиганием этого ценного химического вещества. Так, например, подавляющее большинство факелов не снабжено расходомерами, которые должны определять объемы сжигания. связи с этим следовало бы обратить особое внимание на газовые методы воздействия- на пласт. Закачка газа в пласт получила большое распространение за рубежом. Так, в США газовые методы- занимают второе место (после тепловых) среди методов повышения- нефтеотдачи, как по объему добычи, таки числу действующих проектов. С 1988 по 1998 г. доля нефти, добытой за счет газовых методов, возросла от 21 до 40% всего объема дополнительно»добытой нефти с применением новых методов (рис. В.2), а число проектов - от 25 до 40% [132]. В России, в связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, газовое или комбинированное с газовым воздействие могут оказаться эффективной заменой традиционному заводнению. Большим преимуществом, газового воздействия является то, что оно может применяться в широком диапазоне геолого-физических условий как отдельно, так и вместе с другими методами: заводнением, физико химическими методами и др. С этой точки зрения заманчивым методом для нефтяных компаний является водогазовое воздействие, сочетающее в себе преимущества газового воздействия и традиционного заводнения.
Применение технологий водогазового воздействия с одновременной закачкой, либо попеременной закачкой воды и газа, позволяет значительно повысить нефтеотдачу пластов, по разным оценкам на 12-19%, по сравнению с обычным заводнением. Водогазовое воздействие может относиться как к вторичным методам повышения нефтеотдачи, так и к третичным. В качестве третичного метода, водогазовое воздействие позволяет извлекать значительные количества остаточной нефти, недоизвлеченной при вторичных методах. Увеличение степени нефтеизвлечения при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением достигается в результате следующих факторов:
- снижения вязкости нефти за счет растворения в ней газа;
- дополнительного вытеснения нефти газом из крупных гидрофобных пор и верхних тупиковых зон;
- увеличения коэффициента охвата по сравнению с заводнением за счет безопасной для пласта блокировки каналов высокой проводимости;
- увеличения коэффициента охвата за счет вытеснения нефти повышенной вязкости водогазовой смесью, вязкость которой выше чем вязкость воды
вытеснения нефти газом, перемещающимся в верхнюю часть пласта; - благоприятных условий для четочного (эмульгированного) течения фаз нефть-вода.
Однако широкое внедрение таких технологий на нефтепромыслах сдерживается рядом причин. К этим причинам относятся: отсутствие эффективных технических средств для подготовки и закачки газа в пласт, 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 водогазовой смесью (ВГС) на основе попутного нефтяного газа.
Целью данной работы является исследование процесса вытеснения нефти повышенной вязкости водогазовой смесью, разработка технологических схем насосно-эжекторной и насосно-компрессорной технологий водогазового воздействия для внедрения на промыслах.
Для достижения - поставленной цели нужно решить следующие основные задачи исследований:
1. Определить эффективность применения водогазового воздействия по результатам физического моделирования с начала разработки при вытеснении нефти с повышенной вязкостью по сравнению с традиционным заводнением.
2. Определить по результатам физического моделирования эффективность применения водогазового воздействия в качестве метода увеличения нефтеотдачи, который применяется при довытеснении нефти повышенной вязкости после заводнения.
3. Разработать и рассчитать технологические схемы насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовой смеси применительно к месторождениям России.
В работе выполнен анализ влияния параметров закачиваемой водогазовой смеси на процесс вытеснения нефти повышенной вязкости.
По результатам физического моделирования была подтверждена эффективность применения водогазового воздействия по сравнению с традиционным заводнением при вытеснении нефти с повышенной вязкостью как с начала разработки, так и в качестве метода увеличения нефтеотдачи при довытеснении нефти после заводнения.
Эффективность вытеснения нефти водогазовыми смесями, показанная экспериментами на насыпных моделях пласта, подтверждена экспериментально на керновых колонках.
Был экспериментально определён оптимальный интервал газосодержаний водогазо вой смеси, это позволит наиболее эффективно осуществлять водогазовое воздействие на пласты, содержащие нефти с широким интервалом значений вязкости.
Были получены 2 патента РФ на системы для водогазового воздействия на пласт, позволяющие значительно оптимизировать процесс нагнетания водогазовых смесей в пласт.,
Были разработаны и рассчитаны технологические схемы насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей применительно к Крапивинскому и Южно-Тарасовскому месторождениям России.
Научная новизна работы
1. Экспериментальные исследования позволили установить, что водогазовое воздействие позволяет эффективно вытеснять нефть повышенной вязкости (от 1,1 до 70 мПа-с) по сравнению с традиционным заводнением. Прирост коэффициента вытеснения составляет по сравнению с заводнением 12- -23% при ВГВ с начала разработки, 7-И1% при использовании ВГВ в качестве метода довытеснения после заводнения. Выявлен оптимальный интервал газосодержаний смеси (от 20 до 75%), при котором достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти из модели пласта.
2. На керновых колонках проверены результаты экспериментов, полученных на насыпных моделях пласта. Получен прирост коэффициента вытеснения 6% при использовании ВГВ в качестве метода довытеснения после заводнения. Доказана эффективность воздействия водогазовой смесью (газосодержание 20- -75%) в качестве метода довытеснения нефти после заводнения.
3. Рассчитаны и разработаны принципиально новые системы для водогазового воздействия на пласт (патенты РФ № 2293178 и № 2315589). Данные системы просты, надежны, относительно недороги, они позволяют эффективно закачивать в пласт водогазовые смеси с необходимыми условиями нагнетания.
Практическая ценность
Результаты диссертационных исследований вошли в отчеты по договору № 42-05 между РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и ООО «ПермНИПИнефть» от 01.09.2005г. «Разработка технологического комплекса и технологии подготовки газированной воды для закачки в систему ППД с использованием линии многофазного транспорта продукции скважин для Ножовского, Шумовского, Москудьинского и Шагиртского месторождений», приняты к внедрению и будут реализованы в 2010 г.
В диссертации представлены технологические схемы, рекомендуемые для закачки водогазовых смесей в пласт на Крапивинском и Южно-Тарасовском месторождениях.
Апробация работы
Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались:
на научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций "Молодежная наука нефтегазовому комплексу" (Москва, 2004);
на Научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Молодые - наукам о Земле" (Москва, 2006);
на Русско-Каспийском форуме под эгидой SPE (Москва, 2006);
на 7-ой научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, 2007);
на 1-ой Всероссийской научно-практической конференции "Современные технологии для ТЭК Западной Сибири" (Тюмень, 2007);
на первой межрегиональной конференции молодых специалистов "Извлечение трудноизвлекаемых запасов нефти" (Ноябрьск, 2007);
на ежегодной технической конференции SPE - Annual Technical Conference and Exhibition (Анахайм, США, 2007);
на молодёжной научно-технической конференции с международным участием "Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения" (Оренбург, 2008);
на научно-технической конференции ОАО «ЛУКОЙЛ» "Совершенствование технологий разработки и повышения нефтеотдачи пластов месторождений Группы «ЛУКОЙЛ»" (Москва, 2008); на Российской нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008 (Москва, 2008).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 19 печатных работ, в том числе 2 патента РФ и 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы из 162 наименований. Общий объём работы - 166 страниц, в том числе 23 таблицы и 50 рисунков.
Во введении приведена общая характеристика проблемы, обоснованы ее актуальность, цель и основные задачи исследований.
В первой главе предложена классификация известных технологий водогазового воздействия, приведён обзор оборудования, применяемого для реализации различных технологий, приведён обзор применения водогазового воздействия на месторождениях России и за рубежом, приведены наиболее важные и интересные результаты лабораторных исследований.
Вторая глава посвящена исследованию вытеснения нефти водогазовыми смесями на насыпных моделях и на керновых колонках. Определена эффективность водогазового воздействия как с начала разработки, так и в качестве метода увеличения нефтеотдачи.
В третьей главе диссертационной работы представлены новые системы с применением насосов и струйных аппаратов, на которые получены патенты РФ. В разделе также приведены расчёты технологических схем для насосно-компрессорной закачки водогазовой смеси для Крапивинского и Южно-Тарасовского месторождений.
Автор выражает свою благодарность научному руководителю - д.т.н., профессору Дроздову А.Н., членам кафедры РиЭНМ и заведующему кафедрой д.т.н., профессору Мищенко И.Т., к.т.н. Егорову Ю.А., сотрудникам ЦНТТМ «Смена» за оказанную помощь и ценные советы.
Классификация известных технологий водогазового воздействия на пласт
Во всем мире сейчас наблюдается устойчивый рост промыслового применения технологий водогазового воздействия на пласт (ВГВ). К настоящему времени различные технологии водогазового воздействия были применены почти на ста месторождениях мира, как на суше, так и на море. Значительного прироста нефтеотдачи от применения ВГВ не удалось получить лишь в единичных случаях промыслового применения [145].
Для удобства необходимо изначально задаться чётким определением такого метода, как водогазовое воздействие на пласт, основываясь на анализе доступных литературных источников. Водогазовое воздействие на пласт -это процесс воздействия на пласт комбинированным нагнетанием воды и газа, с целью достижения максимально возможного текущего и конечного коэффициента извлечения нефти. Водогазовое воздействие позволяет получить прирост коэффициента охвата пласта как по площади, так и по толщине, увеличивает коэффициент вытеснения по сравнению с традиционным заводнением. Применяя различные варианты водогазового воздействия в конкретных промысловых условиях, можно адресно управлять этими параметрами, достигая более высокой нефтеотдачи, увеличения дебитов по нефти, снижения обводнённости.
Единой классификации технологий водогазового воздействия в настоящее время не существует, наличие некоторых градаций вызывает множество спорных суждений и противоречий. Технологии ВГВ могут классифицироваться: по способу нагнетания воды и газа, по соотношению вытесняющих агентов между собой, по типу и составу газа, по источнику газа, по месту образования водогазовой смеси, по режиму вытеснения, по выбору технологического оборудования для реализации технологии, по типу выбранного для воздействия объекта [77, 115, 123, 145].
По способу нагнетания воды и газа технологии ВГВ подразделяются на попеременное нагнетание воды и газа и на совместное нагнетание воды и газа (в виде водогазовой смеси). Иногда отдельной технологией ВГВ считают "последовательное" нагнетание воды и газа [77], которое представляет собой два отдельных, сменяющихся процесса: традиционное заводнение и последующее за ним газовое заводнение.
Попеременное нагнетание воды и газа в пласт, известное за рубежом как технология WAG (Water Alternating Gas Injection) - это исторически более ранний и наиболее распространенный способ ВГВ. При этом способе вода и газ нагнетаются в пласт циклически, оторочками. Первый известный промысловый опыт попеременного нагнетания, обнаруженный в результате литературного поиска, это опыт ВГВ на месторождении North Pembina в Канаде [161]. Этот проект начался в 1957 г., оператором на месторождении выступала фирма Mobil.
Меньше случаев применения другого способа — совместного (одновременного) нагнетания воды и газа в пласт, известного за рубежом как технология SWAG (Simultaneous Water and Gas Injection). При данном способе нагнетания вода и газ поступают в пласт в виде водогазовой смеси. Совместное нагнетание в промысловых масштабах впервые была отмечено на месторождении Seeligson (в 1962 г.) [163], и проводилась фирмой Humble Oil. В настоящее время количество случаев применения этого способа ВГВ значительно возросло.
По соотношению вытесняющих агентов (воды и газа) исполнение технологий ВГВ может значительно различаться. Чаще всего рекомендуется водогазовое соотношение 1:1 при попеременном нагнетании воды и газа [123], в условиях высокой обводнённости и резко выраженной неоднородности пласта рекомендуемый оптимальный объем нагнетаемого газа должен превышать в 4-6 раз объем нагнетаемой воды. При высокой степени однородности или хорошей проницаемости пласта водогазовое соотношение увеличивается. Размер оторочек воды и газа может варьироваться от 1 до 40% нефтенасыщенного объема пласта. По результатам моделирования [157] уменьшение размера оторочек ведет к увеличению нефтеотдачи, но, при этом, вызывает необходимость часто переключать систему с нагнетания воды на нагнетание газа, что иногда затруднительно. Отдельным видом попеременного нагнетания является так называемое "гибридное" нагнетание воды и газа, которое представляет собой закачку крупной порции газа (до 40% объёма нефтенасыщенного объема пласта и выше) с последующим попеременным нагнетанием маленьких оторочек воды и газа. Примером этого вида водогазового воздействия является проект на техасском месторождении San Andres [153].
При одновременном нагнетании воды и газа газосодержание водогазовой смеси наиболее эффективно в пределах 25-75% [35, 40, 67]. На соотношение агентов в ходе проведения ВГВ большое влияние оказывают имеющиеся ресурсы газа и технологическая возможность реализации необходимого варианта. С увеличением газосодержания возрастает вязкость водогазовой смеси, что приводит не только к увеличению коэффициента охвата по площади, но и к возрастанию фильтрационного сопротивления в пласте, особенно в прискважинной его зоне. В присутствии пенообразующих ПАВ водогазовая смесь с газосодержанием выше 60-70% представляет собой пенную систему.
Известные технологии различаются по типу и составу газа. В качестве газового агента в водогазовых технологиях используется: углекислый газ, углеводородный газ, азот, продукты сгорания углеводородного газа, дымовые газы (Рис. 1.1). В качестве углеводородного газа может использоваться как природный газ из газовых пластов, так и попутный нефтяной газ (ПНГ), добываемый вместе с нефтью из нефтяных. Чем более жирным является газ, тем более высокий коэффициент нефтеотдачи может быть достигнут в результате воздействия. Нет данных 8%
По источнику газа: источником газа для технологий ВГВ могут быть следующие объекты, в зависимости от окружающих условий. Во-первых, это газовые пласты. Во-вторых, это объекты подготовки и переработки нефти, например сепарационные установки, факельные линии (если до введения ВГВ газ сжигался на факеле). В-третьих, это специальные агрегаты, извлекающие азот из воздуха, или агрегаты, вырабатывающие продукты сгорания ПНГ.
Некоторые авторы предлагают разделение технологий ВГВ по такому критерию как место образования водогазовой смеси: различные технологии создают водогазовую смесь на поверхности (это удобно для регулирования работы оборудования), в стволе скважины (смесь не разделяется при достаточно высокой скорости смеси), а также непосредственно в пласте при закачке воды, содержащей термонеустойчивые агенты, которые, разлагаясь в воде, выделяют азот, углекислый газ и аммиак [121].
Оборудование, применяемое при различных технологиях водогазового воздействия на пласт
Попеременное нагнетание воды и газа может быть осуществлено с помощью компрессорной и бескомпрессорной технологий водогазового воздействия. При использовании компрессорной технологии (рис. 1.3) газ нагнетается в скважину с помощью компрессорной станции (от 2-3 до 10 компрессоров высокого давления) в течение некоторого промежутка времени (обычно 2-3 месяца), затем в течение некоторого промежутка времени в скважину нагнетается вода с насосной станции. Это наиболее распространенная технология, но она имеет существенные недостатки. В первую очередь это стоимость проекта. Цена компрессорной станции, создающей необходимое для нагнетания давление достигает нескольких миллионов рублей, тот же порядок затрат на строительство необходимого для реализации этой технологии газопровода высокого давления. Давление нагнетания газа на глубину 2500-3000 м составляет 35-40 МПа и выше, что объясняет повышенную стоимость газопровода. Следует также отметить повышенную опасность от эксплуатации газопровода высокого давления. Кроме того, скважина с таким давлением газа на устье нуждается в значительной модернизации.
Нужно отметить, что компрессорная станция как сложная техническая система нуждается в частом ремонте отдельных элементов, прерывая этим постоянство цикла закачки газа. Обычные компрессоры высокого давления, имеющие ограничения по составу перекачиваемого газа (содержание жидких фракций, а это при высоких давлениях углеводороды начиная с С3 и выше, не более 5%), позволяют перекачивать только сухой газ, что существенно снижает потенциальный прирост нефтеотдачи от ВГВ, цена компрессоров, позволяющих перекачивать жирный попутный нефтяной газ, возрастает примерно в 1,5 раза.
Известна также бескомпрессорная технология (рис. 1.4) с использованием газа из газовых месторождений или газовых шапок нефтегазовых месторождений. Данная технология предусматривает перепуск газ из этих источников попеременно с водой с насосной станции в нефтяной пласт. Ограничения в применении этого способа следующие: во-первых, немногим месторождениям сопутствуют высоконапорные газовые пласты, во-вторых, часто, давления на устье газовых скважин (8,0-12,0 МПа) недостаточно для закачки газа в нагнетательные скважины, поэтому газ приходиться "дожимать" с помощью дополнительных технологических устройств.
Совместное нагнетание воды и газа за границей представляет собой комбинирование газовой компрессорной линии и водной насосной, которые соединены тройниковым соединением (рис. 1.5). Так, например, на месторождении Siri на Северном море добываемый газ и закачиваемая вода смешиваются непосредственно на устье скважины, не давая возможности водогазовой смеси разделяться в системе на поверхности. В этом случае необходима система обратных клапанов. Эти клапаны были установлены как на водонагнетательной, так и на газонагнетательной линии для предотвращения перетока агентов в "чужие" линии.
В случае, когда расстояние, на которое перемещается водогазовая смесь, достаточно велико по ходу следования смеси устанавливаются специальные фильтры для диспергирования водогазовой смеси.
Диспергирование смеси необходимо для равномерного распределения обеих фаз в потоке. Когда водогазовая смесь нагнетается сразу в несколько скважин, диспергирование производится для того, чтобы во все скважины поступала смесь с одним газосодержанием. С проблемой неравномерного поступления газа и воды к разным нагнетательным скважинам столкнулись на месторождении Kuparuk River на Аляске. Эта проблема была эффективно решена применением специальных смесителей-фильтров Котах.
В нашей стране совместная закачка воды и газа представлена технологиями с использованием бустерных плунэ/серных насосов-компрессоров и струйных аппаратов (СА). Одной из технологий нагнетания водогазовых смесей является технология, использующая бустерные (дожимные) насосы плунжерного типа (рис. 1.6). Плунжерные бустерные установки нуждаются в большом давлении газа на приеме (давление порядка 10,0 МПа), т.к. степень сжатия насосом ВГС не больше 4. Следовательно, в отсутствие высоконапорных источников газа невозможно избежать использования компрессора. Кроме того, в связи со сжимаемостью газа значительно снижается коэффициент заполнения рабочей камеры, а, следовательно, снижается производительность установки по ВГС. Для увеличения производительности либо установка должна иметь значительные размеры, либо должен обустраиваться участок из нескольких установок. Эти установки были опробованы в промысловых условиях на Илишевском, Алексеевском и Восточно-Перевальном месторождениях.
Известны эжекторные технологии совместной закачки воды и газа (с применением струйных аппаратов, расположенных на поверхности (рис. 1.7а) или над забоем скважины (рис. 1.76)). Струйные аппараты (эжекторные устройства) характеризуются простотой конструкции, низкими затратами на изготовление. К сожалению, создавая достаточно однородную водогазовую смесь, эжекторные технологии могут применяться лишь в ограниченном количестве случаев.
Решением многих вышеперечисленных проблем является насосно-эжекторная технология водогазового воздействия, разработанная А.Н. Дроздовым и А.А. Фаткуллиным [92]. Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия позволяет использовать преимущества, как струйных аппаратов, так и центробежных насосов. Принципиальная схема данной технологии представлена на рис. 1.8. В устройстве струйного аппарата отсутствуют какие-либо движущиеся детали, что положительно влияет на общую надежность системы. Центробежные насосы используются на большинстве месторождениях нашей страны, их межремонтный период достаточно высок, обслуживающий персонал умеет с ними обращаться. Насосно-эжекторная технология может применяться как на отдельных скважинах, кустах скважин, так и на целых месторождениях.
Эта технология предполагает получение с помощью насосно-эжекторной системы (НЭС) мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на поверхности с последующей закачкой этой смеси в пласт. Низконапорный газ (например, давление газа в трехфазном сепараторе - 0,4 МПа) дожимается до давления, необходимого для закачки смеси в пласт (до 15,0-20,0 МПа). Таким образом, данная технология позволяет избежать необходимости применения дорогостоящих компрессоров высокого давления. Использование в системе, поверхностно-активных веществ (ПАВ) позволяет не только снизить вредное влияние газа на работу дожимного центробежного насоса, но и позволяет стабилизировать созданную мелкодисперсную водогазовую смесь, способствуя тем самым транспортировке её с поверхности в пласт.
Схема стенда для проведения лабораторных исследований вытеснения нефти из модели пласта водогазовой смесью
Целью проведения лабораторных исследований стало определение эффективности вытеснения нефти повышенной вязкости водогазовыми смесями всего интервала газосодержаний (от 0 до 100 %). При этом основной акцент исследований был сделан на проверку более высокой эффективности вытеснения нефти повышенной вязкости водогазовой смесью как на насыпных моделях пласта, так и на естественных керновых колонках.
В связи с этим имеющийся на кафедре РиЭНМ Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина экспериментальный стенд [43], созданный Егоровым Ю.А. был модернизирован для обеспечения проведения обоих типов экспериментов.
Напомним, что для разработки лабораторного стенда был использован известный опыт проведения испытаний на моделях пласта. Так, перед проектированием были изучены: установка по исследованию многофазной фильтрации, изготовленная в ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова» [23], установка по исследованию процессов циклического вытеснения и капиллярной пропитки, изготовленная в ОАО «ВНИИгаз» [131], установка ТомскНИПИнефть по исследованию вытеснения нефти газами и водой [61].
При создании стенда, были использованы преимущества известных установок, а также добавлены необходимые узлы фиксирования структуры водогазовой смеси, для поддержания режима вытеснения нефти водогазовой смесью, а также замера количества фаз на входе и выходе из установки. Водогазовая смесь создавалась с помощью струйного аппарата (СА) за счет эжектирования газа жидкостью. Для поддержания стабильного нагнетания жидкости (вода или водный раствор ПАВ) в СА был использован дозировочный насос НД поршневого типа. Для снижения колебаний подачи и напора, создаваемых насосом в состав стенда был введён специальный баллон-компенсатор, рабочий объём которого составил 2000 см , что примерно в 200 раз больше объёма рабочего цилиндра насоса НД.
В качестве смесителя для получения водогазовой смеси использован струйный аппарат, рассчитанный применительно к условиям экспериментов (работа на малых расходах воды и газа). Расчет геометрических размеров проточной части С А проводился по рекомендациям [111] применительно к расходам сред и давлениям эксперимента, с использованием рекомендаций, учитывающих откачку газа струйными аппаратами [30].
1. Блок приготовления мелкодисперсной водогазовой смеси. Он состоит из узлов подачи воды (дозировочный насос (2 на рис. 1.21), баллон-компенсатор (3 на рис. 1.21)), узла подачи газа (баллон с азотом (5 на рис. 1.21), газовый редуктор (6 на рис. 1.21)) и узла получения водогазовой смеси (струйный аппарат малых размеров (9 на рис. 1.21)).
2. Блок фиксирования структуры водогазовой смеси. В его- состав входят камеры с прозрачными вставками (11 и 13 на рис. 1.21), микроскоп, цифровая фотокамера.
3. Насыпная модель пласта. В экспериментах использована насыпная модель пласта (12 на рис. 1.21), представляющая собой металлическую трубу, наполняемую песком при постоянной трамбовке песка. Методика приготовления насыпной модели будет подробно описана далее. 4. Блок учета продукции. Состоит из сборной ёмкости-сепаратора фаз (16 на рис. 1.21), газового расходомера (18 на рис. 1.21), мерной ёмкости (20 нарис. 1.21).
Модернизация стенда для проведения лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водогазовой смесью.
Существующая конструкция стенда позволяет проводить эксперименты только на насыпных моделях, этот тип экспериментов дает только приблизительные результаты, позволяющие выработать основные закономерности и получить относительные результаты. После модернизации стенд должен позволять проводить исследование процессов водогазового воздействия на керновых колонках.
В состав стенда были введены дополнительно кернодержатель ((14 на рис. 2.1)) и блок создания бокового обжима (имитация естественного горного давления) (Рис. 2.1). Блок состоит из дозировочного насоса НД (24 на рис. 2.1) и баллона-компенсатора для сглаживания пульсации (25 на рис. 2.1).
Схема установки для исследования фильтрации водогазовой смеси через насыпную модель пласта: 1, 23 - ёмкости, 2, 24 - дозировочные насосы, 3, 25 -компенсаторы, 4, 9, 12, 16, 26 - манометры, 5, 6, 10, 17, 19, 21, 27- вентили, 7 -баллон, 8 -редуктор, 11 - струйный аппарат, 13, 15 - смотровые камеры, 14 - модель пласта, 18 -сборная емкость, 20 - расходомер газа, 22 - мерная ёмкость. В конструкции кернодержателя присутствует свободный объём для создания бокового обжима керновой колонки, который необходим для того чтобы избежать проскальзывания флюида между керном и резиновой манжетой. Образец керна помещается в резиновую муфту с выводами для отбора давления и уплотняется крышками, через которые подается и отводится смесь жидкости.
При подготовке к проведению экспериментов были рассчитаны и изготовлены насыпные модели, руководствуясь известными критериями подобия при фильтрации через модель пласта [142].
Расчет размеров модели и условий эксперимента исходя из критериев подобия пластовых и модельных условий
Общепринято в настоящее время при проведении фильтрационных исследований использовать условия . подобия и вытекающие из них количественные критерии подобия, рассмотренные в работе [142]. Выбор параметров экспериментов основан на безразмерных отношениях величин, характеризующих физический процесс, происходящий в исследуемой модели. Метод анализа размерностей или приведение к безразмерному виду уравнений, описывающих изучаемый процесс, позволяют получить критерии подобия.
В результате экспериментов установлено, что для слабосцементированных песчаников изменение критерия л влияет на процесс вытеснения лишь до значения п2 = 0,5-106. При более высоких значениях Ж2 процесс становится автомодельным, это позволяет не соблюдать равенство чисел щ для модели и натуры и ограничиться в проводимых экспериментах тем значением этого параметра, при превышении которого его изменение несущественно влияет на процесс.
Новые технические решения по насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачке водогазовой смеси в пласт
Разработаны новые технические решения по насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачке водогазовои смеси, отличающиеся более высокими значениями производительности по газу, КПД системы, лучшей защитой дожимного насоса от вредного влияния свободного газа, которые защищены 2 патентами РФ на изобретение (№ 2293178 и № 2315589). Данные системы дополняют друг друга в области применения. Так, система, защищенная патентом № 2293178, позволяет эффективно проводить водогазовое воздействие на пласт в случае, когда на месторождении есть источник низконапорного газа, например с факельной линии или трёхфазного сепаратора. В случае же, когда на месторождении присутствует источник высоконапорного газа, возможно применение системы, защищенной патентом № 2315589. Во втором случае, для снижения вредного влияния свободного газа на работу дожимного центробежного насоса газовые пузырьки диспергируются с помощью статичных фильтров и предвключённого диспергирующего модуля.
Новая система для водогазового воздействия на пласт защищенная патентом РФ № 2293178 [94].
Так, известно устройство для водогазового воздействия на пласт, содержащее линии подачи воды, газа, поверхностно-активных веществ (ПАВ), а также эжектор и линию закачки водогазовой смеси [91]. Это устройство имеет низкие функциональные возможности и ограниченную -область применения из-за невозможности создания эжектором высоких давлений нагнетания водогазовой смеси.
Наиболее близкой к заявленному изобретению является система для водогазового воздействия на пласт, содержащая силовой насос, струйный аппарат, дожимной насос, нагнетательные скважины, ёмкость с пенообразующими поверхностно-активными веществами (ПАВ), регулируемые задвижки, линию подачи воды в силовой насос, линию нагнетания воды, линию откачки газа, линию подачи ПАВ и линию закачки водогазовой смеси [92]. Известное устройство имеет низкую эффективность и ограниченную область применения из-за невозможности работы при высоких расходах газа.
Задачей изобретения является повышение эффективности и расширение области применения водогазового воздействия на залежь путём увеличения производительности по газу и КПД при росте давления на приёме струйного аппарата.
Повышение эффективности и расширение области применения в системе для водогазового воздействия на пласт достигается тем, что данная система для водогазового воздействия на пласт, согласно изобретению, содержит сепаратор продукции добывающих скважин на нефть, газ и воду, и нагнетатель газа, приём нагнетателя подключен к выходной газовой линии сепаратора, а его выкидная линия - к приёму струйного аппарата. В первом варианте системы (рис. 3.1) нагнетатель газа выполнен в виде жидкостно-газового сепаратора и эжектора, установленного с возможностью поступления на его прием газа из сепаратора и нагнетания им смеси воды и газа в жидкостно-газовый сепаратор, имеющий замкнутый контур для циркуляции воды и нагрева этой воды, газа и водогазовой смеси.
Повышение эффективности и расширение области применения в системе для водогазового воздействия на пласт достигается также тем, что линия подачи воды в силовой насос сообщена с линией сброса воды сепаратора продукции добывающих скважин и/или с водозаборной скважиной через жидкостно-газовый сепаратор. При этом на линии сброса воды этого сепаратора установлен подпорный насос, в водозаборной скважине установлен погружной насос, жидкостно-газовый сепаратор снабжён линией отвода конденсата. Линия отвода конденсата сообщена с приёмной камерой струйного аппарата, либо с приёмом силового насоса, либо с нефтепроводом, либо с линией заправки баллонов.
Линия 6 подачи воды в силовой насос 1 сообщена с линией 15 сброса воды сепаратора 11 продукции добывающих скважин 12 и/или с водозаборной скважиной 18. В водозаборной скважине 18 установлен погружной насос 19. На линии 8 откачки газа после сепаратора 11 продукции добывающих скважин 12 установлен нагнетатель газа 20, причём приём нагнетателя газа 20 подключен через линию 8 к выходной газовой линии сепаратора 11 продукции добывающих скважин 12, а выкидная газовая линия 21 нагнетателя 20 сообщена с приёмом струйного аппарата 2.
Во втором варианте нагнетатель газа 20 выполнен в виде жидкостно-газового сепаратора 22 с насосом 23, эжектором 24 и циркуляцией рабочей жидкости. В качестве рабочей жидкости применяется вода. Линия 6 подачи воды в силовой насос 1 сообщена с жидкостно-газовым сепаратором 22, при этом на линии 15 сброса воды перед жидкостно-газовым сепаратором 22 установлен подпорный насос 25. Жидкостно-газовый сепаратор 22 может быть снабжен линией 26 отвода конденсата.
Линия 26 отвода конденсата сообщена либо с приёмной камерой струйного аппарата 2, либо с приёмом силового насоса 1, либо с нефтепроводом 14, или с линией 27 заправки баллонов 28. На линии 9 подачи ПАВ установлен дозировочный насос 29.
В качестве дожимного насоса 3 используется многоступенчатый центробежный насос, который может быть расположен горизонтально с приводом от наземного двигателя или вертикально в шурфе с приводом как от наземного, так и от погружного двигателя, а двигатели насосов 1, 3, 16, 19, 23, 25, 29 сообщены с частотными преобразователями. В другом варианте системы в качестве нагнетателя газа 20 используется компрессорная станция 30. В третьем варианте системы в качестве нагнетателя газа 20 используется винтовой (одновинтовой, двухвинтовой и т.п.) мультифазный насос 31с буферной ёмкостью 32 и линией 33 циркуляции жидкости. В последних двух вариантах системы линия 6 подачи воды в силовой насос 1 сообщена с линией 15 сброса воды сепаратора 11 продукции добывающих скважин 12 и/или с водозаборной скважиной 18. Система для водогазового воздействия на пласт работает следующим образом. Продукция добывающих скважин 12 направляется в сепаратор 11. В нём происходит разделение продукции скважин на нефть, газ и воду. Нефть поступает в нефтепровод 14. В сепараторе 11 поддерживается избыточное давление. Газ идёт по выходной газовой линии 13 сепаратора и далее через линию 8 откачки газа на приём нагнетателя газа 20, который откачивает газ из сепаратора 11 и повышает при этом давление газа на приёме струйного аппарата 2. Силовой насос 1 нагнетает воду в сопло струйного аппарата 2. При этом в поток по линии 9 из ёмкости 5 поступают пенообразующие ПАВ. Струйный аппарат 2 откачивает газ, повышает давление водогазовой смеси и диспергирует её. Мелкодисперсная смесь с высокими пенообразующими свойствами при повышенном давлении поступает затем на приём дожимного насоса 3, который, не испытывая в таких условиях вредного влияния газа, закачивает водогазовую смесь под высоким давлением в нагнетательные скважины 4. Водогазовая смесь с ПАВ эффективно вытесняет нефть из пласта 17. Продукция пласта 17 извлекается на поверхность через добывающие скважины 12 насосами 16.
