Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор опыта исследований водогазового воздействия и его применения на отечественных и зарубежных месторождениях 10
1.1. Исследования газовых методов добычи нефти. Переход от газовых к водогазовым методам воздействия . 10
1.2. Исследования технологии водогазового воздействия на моделях пластов 13
1.3. Численное и компьютерное моделирование результатов применения технологии водогазового воздействия 18
1.4. Опыт внедрения водогазового воздействия на отечественных нефтяных месторождениях 23
1.5. Опыт внедрения водогазового воздействия на зарубежных месторождениях 33
1.6. Обобщение результатов изучения водогазового воздействия и постановка задач исследований 36
2. Лабораторные испытания технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем на нефтяные пласты 44
2.1. Схема и принцип действия экспериментального стенда по исследованию вытеснения модели нефти из пласт водогазовой смесью 44
2.2. Подготовка к проведению экспериментов 53
2.2.1. Расчет размеров модели и условий эксперимента исходя из критериев подобия пластовых и модельных условий 54
2.3. Проведение и результаты экспериментов по вытеснению 66
2.3.1. Исследование вытеснения модели нефти водой 67
2.3.2. Исследование вытеснения модели нефти газом 71
2.3.3. Исследование вытеснения модели нефти водогазовой смесью 73
2.3.4. Исследования довытеснения модели нефти водогазовой смесью после заводнения 92
2.3.5. Иследоваиие водогазового воздействия при добавлении в смесь разных пенообразующих ПАВ 96
3. Выбор и испытания насосно-эжекторного оборудования для приготовления водогазовой смеси и закачки ее в пласт 101
3.1. Испытания струйного аппарата применительно к технологии водогазового воздействия 101
3.1.1. Испытания струйного аппарата с насадками на рабочем сопле 101
3.1.2. Исследование работы струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы 110
3.1.3. Испытания струйного аппарата при избыточном давлении в приемной камере 116
3.2. Испытания электроцентробежного насоса применительно к технологии водогазового воздействия 125
3.3. Схема реализации технологии водогазового воздействия на нефтяных месторождениях 138
Заключение 143
Литература 145
Приложения 155
- Исследования газовых методов добычи нефти. Переход от газовых к водогазовым методам воздействия
- Численное и компьютерное моделирование результатов применения технологии водогазового воздействия
- Схема и принцип действия экспериментального стенда по исследованию вытеснения модели нефти из пласт водогазовой смесью
- Испытания струйного аппарата применительно к технологии водогазового воздействия
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время растет интерес к применению технологии водогазового воздействия (ВГВ) на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи. Это вызвано тем, что водогазовое воздействие сочетает в себе положительные стороны таких известных технологий добычи нефти, как заводнение и метод закачки в пласт углеводородного газа.
В настоящее время заводнение - это один из основных методов разработки нефтяных месторождений, но его возможности ограничены вследствие физики самого процесса. Результаты исследований процессов, происходящих в пласте при заводнении, показывают, что коэффициент нефтеотдачи при заводнении не превышает 0,3 - 0,5 балансовых запасов в зависимости от пластовых условий. В то же время большая часть отечественных месторождений, разрабатываемых с помощью заводнения, находится на поздней стадии разработки. Отечественными и зарубежными исследователями установлено, что в определенных условиях коэффициент нефтеотдачи можно увеличить, если заводнение осуществляется при наличии в пласте свободной газовой фазы.
Газовый метод воздействия на нефтяные пласты считается перспективным и широко используется за рубежом. В частности, метод вытеснения нефти углеводородным газом является одним из наиболее эффективных газовых методов повышения нефтеотдачи пластов. Но при закачке в пласт одного газа возможен его прорыв в добывающие скважины из-за того, что подвижность газа существенно выше подвижности нефти. Прорывы газа сильно снижают эффективность метода. Поэтому целесообразно вместе с газом закачивать в пласт и воду. Водогазовое воздействие - это комбинация заводнения и газовых методов.
Первоначально метод водогазового воздействия представлял собой поочередную закачку в пласт воды и газа. Таким образом контролировалась
подвижность газа, стабилизировался фронт вытеснения. При использовании такой поочередной закачки воды и газа было отмечено повышение нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Метод ВГВ имеет еще ряд преимуществ. Для осуществления воздействия используется попутный газ, добываемый вместе с нефтью из скважины, или газ, получаемый при разгазировании нефти в процессе ее промысловой подготовки. Обычно этот газ сжигается на факелах, так как собирать и отправлять его на переработку не всегда выгодно с экономической точки зрения. Применение этого газа для воздействия на пласт позволяет отказаться от его сжигания: снижается вред, наносимый окружающей среде, а с учетом имеющихся ограничений на выброс углекислого газа в атмосферу, утилизация газа путем закачки в пласт может принести экономическую выгоду.
В некоторых работах предложено закачивать воду и газ в пласт не оторочками, а в виде мелкодисперсной смеси. Существуют принципиальные схемы этих технологий, но внедрение их на промыслах оказалось неудачным из-за неизученности ряда вопросов, связанных с поведением этих смесей в пласте и с используемым для их получения оборудованием.
Анализ теоретического материала и промыслового опыта по осуществлению ВГВ показывает, что для его успешного применения требуется провести исследовать процесс вытеснения нефти из пласта мелкодисперсной водогазовой смесью. Имеющихся опытных данных недостаточно для окончательных выводов о применимости таких смесей. Также необходимо изучить рабочие процессы насосного оборудования при приготовлении и перекачке смесей с повышенным газосодержанием.
Целью данной работы является исследование процесса вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью, проведение испытаний используемого насосного оборудования и разработка технологической схемы водогазового воздействия для внедрения на промыслах, причем должно осуществляться наиболее полное вытеснение нефти и использоваться
доступная в условиях промыслов техника, которую могут производить отечественные машиностроительные заводы.
Для достижения поставленной цели нужно решить следующие основные задачи исследований:
Изучение влияния газосодержания и структуры (преобладающих размеров газовых пузырьков) мелкодисперсной водогазовои смеси, приготовляемой струйным аппаратом, на процесс вытеснения.
Исследование процесса довытеснения нефти из пласта мелкодисперсными водогазовыми смесями.
Оценка применимости различных ПАВ для стабилизации водогазовои смеси.
Определение рациональной геометрии проточной части струйного аппарата применительно к технологии ВГВ.
Исследование характеристик струйного аппарата при работе с подпором в приемной камере применительно к технологии ВГВ.
Исследование характеристик работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) на мелкодисперсной смеси «вода+газ+ПАВ» применительно к технологии ВГВ.
Разработка технологической схемы проведения водогазового воздействия применительно к условиям месторождений.
В работе выполнена экспериментальная оценка влияния параметров смеси на процесс вытеснения нефти и проведены испытания технических средств для приготовления и закачки в пласт водогазовых смесей.
Были получены зависимости, характеризующие вытесняющие свойства водогазовои смеси по сравнению со свойствами воды и газа при различных газосодержаниях смеси. Установлена область оптимальных газосодержаний водогазовои смеси. Кроме этого, исследована возможность применения водогазового воздействия как метода увеличения нефтеотдачи.
Для получения мелкодисперсной водогазовои смеси и ее закачки в модель пласта использовался диспергатор, представляющий собой
специально спроектированный струйный аппарат малых размеров. Испытания показали его пригодность и эффективность для получения водогазовой смеси.
Для месторождений, где нет возможности использовать газ высокого давления, предлагается использовать способ ВГВ, предусматривающий использование дожимного насоса для повышения давления полученной водогазовой смеси и добавку в смесь ПАВ для улучшения пенообразующих свойств смеси. ПАВ добавляют в закачиваемую воду для снижения вредного влияния свободного газа на работу дожимного насоса и для стабилизации смеси при ее закачке в пласт. В отличие от известных технологий с приготовлением водогазовой смеси в скважине, все оборудование расположено на поверхности. Проведены испытания этого оборудования, определены оптимальные параметры его работы и предложена схема внедрения технологии ВГВ на промыслах.
Итогом данной работы является разработка технологической схемы приготовления и нагнетания в пласт водогазовой смеси в промысловых условиях, позволяющей существенно расширить область применения и функциональные возможности технологии ВГВ. В предлагаемой схеме предусмотрено максимальное использование существующего на промыслах оборудования, в частности, сепараторов газа, насосного оборудования, струйных аппаратов.
Научная новизна работы 1. На модели пласта показана эффективность водогазового воздействия при вытеснении модели нефти мелкодисперсной смесью «вода+газ+ПАВ» по сравнению с заводнением и вытеснением нефти газом при различных давлениях. Установлена область оптимальных газосодержаний смеси - от 30 до 70%). В этой области коэффициент вытеснения максимален (74 - 75%) и практически не зависит от газосодержания. Уменьшение диаметра пузырьков газа в 6 - 8 раз (от 550-800 до 70-120 мкм) незначительно влияет на процесс вытеснения. Это показывает, что при попадании водогазовой смеси в пласт
пористая среда сама формирует структуру смеси. Изменение давления в 4 - 6 раз (от 1-1,5 МПа до 6 - 6,5 МПа) также не влияет на результаты вытеснения.
Доказана эффективность применения ВГВ на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, ранее разрабатывавшихся с помощью заводнения. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования водогазового воздействия составляет до 11 % по сравнению с заводнением.
Проведен анализ ПАВ, используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренного списка ПАВ наилучшие результаты получены для Нефтенола-МЛ.
Установлена эффективность использования струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы, прирост КПД струйного аппарата составляет до 8 - 9%.
Показана возможность повышения КПД струйных аппаратов почти в 2 раза при откачке газа с подпором в приемной камере. Установлено, что работу эжектора с разрежением и подпором на приеме нельзя описать одной зависимостью.
Установлено, что при откачке диспергированных смесей «вода+газ+ПАВ» ЭЦН сохраняет свою работоспособность при газосодержаниях до 40% (давление на входе 1,2 МПа).
Практическая ценность
Разработана технологическая схема реализации ВГВ на промыслах, в которую входит только отечественное нефтепромысловое оборудование, выпускаемое промышленностью. Результаты диссертационных исследований вошли в отчет по теме договора №61-04 между РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и ОАО «РИТЭК» от 01.01.2004 «Исследование процесса фильтрации водогазовых смесей и разработка технологических схем приготовления и закачки в пласт устойчивых водогазовых эмульсий», принятый ОАО «РИТЭК». Результаты исследований будут использованы на нефтяных месторождениях, разрабатываемых ОАО «РИТЭК».
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на 56-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2002), 1-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО Лукойл (Волгоград, 2002), научной конференции «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу» (Москва, 2004 г.), на заседаниях научно-технических советов и совещаниях ОАО «РИТЭК».
Публикации
По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ. Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных результатов и выводов и списка литературы из 99 наименований. Общий объем работы - 154 страницы, в том числе 15 таблиц и 39 рисунков.
Во введении приведена общая характеристика проблемы, обоснованы ее актуальность, цель и основные задачи исследований.
В первой главе проанализированы существующие представления о механизме ВГВ на нефтяные пласты, приведены наиболее существенные результаты лабораторных исследований, экспериментов по промысловому внедрению ВГВ.
Вторая глава посвящена исследованию вытеснения нефти водогазовыми смесями на моделях пласта.
В третьей главе приведены результаты испытаний насосного оборудования - струйных аппаратов и центробежных насосов применительно к технологии ВГВ, рассмотрены варианты реализации технологии ВГВ в промысловых условиях.
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., сотрудникам ОАО «РИТЭК» и ОАО «ВНИИнефть» за оказанную помощь и ценные советы.
1. ОБЗОР ОПЫТА ИССЛЕДОВАНИЙ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ И ЕГО ПРИМЕНЕНИЯ НА ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Исследования газовых методов добычи нефти. Переход от газовых к водогазовым методам воздействия
В нефтедобывающей промышленности основное количество нефти добывается с помощью заводнения. Этот метод широко применяется практически на всех месторождениях и считается современным и прогрессивным. Однако при заводнении большая часть запасов нефти остается в пласте, поэтому необходимо дальнейшее усовершенствование этой технологии извлечения нефти.
Одним из перспективных направлений усовершенствования заводнения является закачка в пласт газа высокого давления в сочетании с заводнением. Механизм вытеснения нефти газом рассмотрен в [77 - 80]. Он основан на особенностях фильтрации нефти, насыщенной газом. Изучение этого процесса показало, что при фильтрации микрозародыши газа адсорбируются на поверхности поровых каналов, при этом возникает эффект «газового подшипника» [57]. Если насыщенную газом нефть вытеснять газом, то в области переходной зоны между газом и нефтью газ полностью насыщает нефть, увеличивая число микрозародышей газа в нефти, а когда после пересыщения нефти газом часть микрозародышей переходит в состояние микропузырьков, эффект «газового подшипника» возрастает.
Увеличить количество поверхностно-активных веществ в нефти можно закачкой оторочки воды, содержащей нефтеводорастворимый ПАВ, коэффициент вытеснения увеличивается на 10 - 35 пунктов. Объем микропузырьков газа при этом возрастает на 25 - 30% [58].
Значительный эффект от водогазового воздействия по сравнению с вытеснением нефти водой наблюдается для сред со смешанной смачиваемостью, когда гидрофобные поверхности образуют сквозные пути по крупным порам, а более мелкие остаются гидрофильными [98].
Изучение вспениваемости при различных температурах показало, что кратность пены возрастает с повышением температуры [84], поэтому предложено осуществлять водогазовое воздействие с использованием горячей воды. Как показали исследования, коэффициент вытеснения увеличивается на 10-15%.
Известны проекты по вытеснению нефти газами высокого давления и сжиженными газами. Так, был исследован процесс вытеснения нефти из модели пласта сжиженным пропаном [18]. Исследования показали эффективность этого метода, коэффициент вытеснения составил 86 - 99%. Подобный вывод сделан и в работе [4], коэффициент вытеснения равен 0,7 - 0,98.
Исследовался процесс вытеснения нефти газом высокого давления [11, [61]. В [11] исследовано влияние давления закачки, состава газа, количества закачанного жирного газа и угла наклона пласта, сделаны выводы, что при увеличении давления нагнетания и количества жирных компонентов в газе эффективность процесса возрастает. Отмечается невысокий охват неоднородного пласта воздействием, большие капиталовложения (по сравнению с заводнением).
Расчету вытеснения нефти обогащенным газом высокого давления посвящена работа [61]. Получены зависимости количества остаточной нефти от времени разработки, приведен расчет применительно к Ключевому месторождению для внедрения метода на опытном участке и на всем месторождении. Для сравнения рассчитана используемая технология добычи нефти заводнением. Показано, что наиболее эффективно внедрение метода на всей залежи, конечная нефтеотдача составит 0,577 против 0,486 для участка залежи и 0,402 при заводнении. Также проводились исследования этого метода на моделях пласта [22]. Коэффициент вытеснения составил 86 - 90% в зависимости от расположения скважин в наклонном пласте.
Также на Ключевом месторождении был проведен промысловый эксперимент по вытеснению нефти газом высокого давления [2, 46]. Создавалась оторочка из обогащенного газа, которая проталкивалась в пласт обычным попутным газом. Закачка газа началась в 1969 г., дополнительная добыча нефти на 1.01.1973 г. составила 22 тыс. т. [2]. Отмечено, что в процессе воздействия наблюдалась неравномерность закачки из-за частых поломок дожимного компрессора. Дополнительная добыча нефти на 01.01.1976 г. составила 45 тыс. т. Коэффициент охвата залежи воздействием составил 58%. В работе [46] сделан важный вывод о необходимости регулирования смешивающегося вытеснения. Предложено для этих целей закачивать воду в нагнетательные скважины между линией нагнетания и фронтом вытеснения. Этот способ опробован и признан эффективным.
В работе [13] также отмечен низкий охват пласта воздействием при закачке газа из-за его прорывов к добывающим скважинам и предложено регулировать положение газонефтяного контакта с помощью закачки воды.
Отмечена эффективность использования газовых и водогазовых методов на месторождения Башкортостана, в том числе рифовых [40, 41, 74]. Таким образом, на первом этапе исследований газовых методов доказана эффективность вытеснения нефти газом. Выявлены недостатки этого способа -сложность и низкая надежность оборудования для проведения воздействия, низкий охват залежи воздействием. Указан возможный путь повышения охвата пласта воздействием - контроль и регулирование подвижности газа с помощью закачки воды.
Численное и компьютерное моделирование результатов применения технологии водогазового воздействия
Определению влияния различных факторов на эффективность вытеснения нефти водогазовой смесью, и на оптимальные параметры закачки водогазовой смеси посвящена работа [83].
Вытеснение нефти моделировалось численными методами; оно представляет собой комбинирование пропитки и дренирования, возникающих при трехфазном течении. Основной механизм в улучшении охвата пласта -захват газа, уменьшающий его сегрегацию, в то же время оставшаяся после заводнения нефть мобилизуется и вытесняется за счет этого захвата.
Водогазовое отношение было определено аналитически для слоистой секции пласта Брент. Численное моделирование проводилось для проверки этих расчетов и оценки влияния водогазового воздействия на нефтеотдачу. Рекомендованное водогазовое отношение 1:1 дало наивысшую нефтеотдачу 53,1% начальных запасов в секции пласта Брент. Моделирование проводилось для водогазовых отношений 0:1, 2:3, 1:1, 3:2, 2:1. Расчетом вытеснения нефти водогазовой смесью занимались специалисты ОАО «РИТЭК» [23, 48 - 52]. Предложенная в [48] технология заводнения с оторочкой газа, по мнению автора, применима для месторождений с различными по вязкости нефтями. Запасы нефти эффективно извлекаются только до начала прорыва агента. То есть при разработке месторождения методом закачки газа каждую нагнетательную скважину, являющуюся источником холостой прокачки газа нужно переводить на закачку воды или другого более вязкого агента.
При коэффициенте вытеснения нефти газом 0,9, водой - 0,6 суммарный отбор нефти увеличивается в 1,28 раза по сравнению с заводнением. Производительность добывающих скважин увеличивается в 2 раза.
В [49] проведено аналитическое сравнение вытеснения нефти водой, газом и водогазовой смесью. По вытеснению нефти газом максимальный расчетный коэффициент нефтеотдачи составил 0,3472, причем многократное увеличение расхода закачиваемого газа незначительно влияет на увеличение нефтеотдачи. Максимальный расчетный коэффициент нефтеотдачи при вытеснении водой больше, чем при вытеснении газом. Он равен 0,3916 при коэффициенте вытеснения 0,5.
Метод закачки газа характеризуется высоким коэффициентом вытеснения и низким коэффициентом охвата, а при закачке воды коэффициент вытеснения небольшой, но значительную величину имеет коэффициент охвата. Поэтому есть смысл объединить их преимущества и устранить недостатки -применить газовое заводнение, где высокий коэффициент вытеснения будут обеспечивать широкие фронтальные оторочки газа высокого давления, а высокий коэффициент охвата - закачиваемая вслед за газом вода. При вытеснении нефти путем газового заводнения итоговые показатели следующие: коэффициент вытеснения, свойственный газу, кв = 1, коэффициент заводнения кв = 0,8703.
По расчетам на примере отдельной ячейки скважин с одной центральной нагнетательной и пятью окружающими добывающими скважинами, коэффициент нефтеотдачи пластов при газовом заводнении кн0 = 0,712, в то время как нефтеотдача при заводнении кно = 0,392. Таким образом, расчетным путем показана эффективность газового заводнения.
Расчет процесса вытеснения в подобной ячейке для конкретного пласта более подробно рассмотрен в [50]. Все добывающие скважины одинаковы по эксплуатируемой площади, эффективной толщине и послойной неоднородности пласта по проницаемости и эксплуатируемым подвижным запасам нефти, но различны по величине коэффициента продуктивности и средней проницаемости пласта - зональная неоднородность пласта.
В первый период закачивают газ в состоянии смесимости с нефтью, который на своем пути полностью вытесняет нефть. Расчетный суммарный весовой отбор нефти в долях подвижных запасов нефти в этот период и при данных свойствах пласта равен 0,319, отбор газа- 0,0027.
Во второй период закачивают воду: вода вытесняет газ, а газ - нефть. Однако вода не полностью вытесняет газ, частично она его захороняет. Поэтому газовая оторочка, отделяющая нефть от воды, постепенно сокращается и к концу периода исчезает. В нечетные периоды в пласт закачивается газ, в четные - вода. За шесть таких периодов отобрано 0,6338 запасов нефти, что вдвое больше, чем при вытеснении нефти только газом высокого давления в 1,6 раза больше, чем при вытеснении только водой.
Дальнейшее развитие эти выводы получили в работе [23]. Коэффициент нефтеотдачи представлен в виде произведения трех коэффициентов — коэффициентов вытеснения, сетки и заводнения, зависящего от объема прокачиваемой воды или вытесняющего агента, от соотношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, от стоимости вытесняющего агента.
При коэффициенте сетки, равном 0,8 и коэффициенте заводнения, равном также 0,8 для месторождений Западной Сибири, где коэффициент вытеснения равен в среднем 0,5, коэффициент нефтеотдачи равен: кно =кв кс к3 = 0,5 0,8 0,8 = 0,32, то есть 68% запасов нефти останутся в пласте. При меньших значениях коэффициентов сетки и заводнения нефтеотдача еще снизится. Если коэффициент вытеснения увеличить вдвое, от 0,5 до 1, то нефтеотдача также возрастет вдвое, для данного примера она составит 0,64.
Предложено через нагнетательные скважины закачивать газ высокого давления и создать оторочку газа. Затем через те же скважины закачивается вода. По мере продвижения фронта воды газовая оторочка будет уменьшаться из-за захоронения газа водой. За первый период (закачка газа, закачка воды и исчерпание газовой оторочки) нефтеотдача может достигнуть 0,48 вместо конечной нефтеотдачи при обычном заводнении 0,36. Если после этих двух периодов продолжить заводнение, то конечная нефтеотдача составит 0,60, а если продолжать закачку воды и газа, то она составит 0,72. При вытеснении нефти одним газом коэффициент нефтеотдачи составит 0,28.
Схема и принцип действия экспериментального стенда по исследованию вытеснения модели нефти из пласт водогазовой смесью
Для разработки принципиальной схемы лабораторного стенда были изучены схемы известных стендов для проведения испытаний на моделях пласта. Были изучены: установка по исследованию многофазной фильтрации, изготовленная в ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова» [19], установка по исследованию процессов циклического вытеснения и капиллярной пропитки, изготовленная в ОАО «ВНИИгаз» [87], установка ТомскНИПИнефть по исследованию вытеснения нефти газами и водой [43]. Как наиболее близкие по своим возможностям к проведению требуемых исследований, за основу были взяты установки ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова» и ТомскНИПИнефть. Установка предназначена для моделирования процессов многофазной фильтрации пластовых жидкостей, в которых содержится, либо возникает в процессе фильтрации тонкодисперсная твердая фаза различной химической природы, позволяет моделировать процессы вытеснения нефти в пластовых термобарических условиях.
Принцип работы установки ОАО «ВНИИнефть». Образец керна помещается в кернодержатель /. Для моделирования горного давления со стороны окружающих пород используется ручной пресс 2, жидкость для него берется из емкости 5. Для этого открывается вентиль В5 и закрывается вентиль
B6. Пространство под поршнем пресса заполняется жидкостью из емкости 3. Затем вентиль В5 закрывается иоткрывается вентиль В6. При движении поршня влево под поршнем создается избыточное давление, прижимающее резиновую манжету к образцу керна.
Прессами 77/ или П2 в образец закачиваются модельные жидкости. Прессы представляют собой поршневые насосы, работающие с постоянной во времени подачей. При необходимости (агрессивная жидкость или жидкость с содержанием мехпримесей) закачка может проводиться не через пресс, а через поджимку 4, представляющую собой емкость с перемещающимся внутри поршнем. Для перемещения поршня используется жидкость, поступающая из пресса ПЗ. Давление на входе в керн замеряется манометром Ml, перепад давления на керне - дифманометрами ДМ1 или ДМ2 в зависимости от создаваемого перепада давления. Противодавление на керн создается газом из баллона 7. С помощью редуктора устанавливается нужное давление на выходе из модели, которое замеряется манометром М2. Пуск стенда и начало фильтрации осуществляется открытием вентиля В14.
Преимуществами данного стенда является его простота и удобство в работе, возможность полностью моделировать пластовые условия. Однако, его схема не позволяет проводить фильтрацию через модель водогазовой смеси, так как в нем нет узлов подачи газа и смесителей для получения водогазовой смеси. Поэтому был рассмотрен стенд, предназначенный для изучения фильтрации, в том числе и водогазовой смеси, через модель пласта, созданный в ТомскНИПИнефть [43].
Установка изготовлена на базе установки по исследованию пластовых кернов УИПК-1. Дополнительно был включен аэратор для получения водогазовой смеси с определенным водогазовым фактором. В установке предусмотрены: блок баллонов с газом для равномерного вытеснения воды из мерной емкости 5 и контейнера К, а также для подачи двуокиси углерода (находится также в баллонах) в аэратор. Расходомеры газа и воды позволяют контролировать расходы воды и газа. Термостат 6 обеспечивает поддержание заданной температуры испытаний, в него помещены модели пласта и контейнеры с рабочими жидкостями.
В качестве модели пласта в данной установке использовалась труба с насыпным материалом. В качестве насыпного материала применялся полимиктовый песок. Насыпной материал набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели.
Модель пласта прокачивали водой при пластовых условиях и при скорости, близкой к реальной скорости фильтрации флюидов в пласте. Скорость фильтрации воды контролировалась по перепаду давлений на модели. В процессе прокачки определяли проницаемость модели по воде. Затем вытесняли воду нефтью до остаточной водонасыщенности.
Затем проводили вытеснение нефти водой до полной обводненности выходящей из модели продукции и стабилизации перепада давления на модели. Оставшуюся нефть вытесняли водогазовой смесью, состоявшей из воды и двуокиси углерода. Вытеснение продолжалось до достижения полной обводненности продукции.
Данный стенд позволяет проводить исследования вытеснения нефти водогазовой смесью. Однако, он менее удобен в работе, так как необходимо одновременно контролировать сразу много параметров - кроме собственно параметров эксперимента, нужно следить за давлениями газа в баллонах, за ссотношением давлений жидкости и газа. Это затрудняет проведение эксперимента. Кроме того, в схеме стенда нет возможности отслеживать структуру водогазовой смеси. В процессе проведения эксперимента нет возможности проверить, что в модель закачивается именно водогазовая смесь. Как вариант, вода и газ могут идти крупными пузырями или прорывами. Поэтому требуется одновременно упрощение конструкции стенда и введение в него недостающих узлов.
Разработка принципиальной схемы экспериментального стенда. При создании стенда для исследований вытеснения нефти водогазовои смесью за основу были взяты схемы описанных выше стендов. Для проведения исследований фильтрации водогазовои смеси через модель пласта в схему взятой за основу установки ОАО «ВНИИнефть» были дополнительно введены узлы для получения водогазовои смеси (установка ТомскНИПИнефть), блоки наблюдения за структурой смеси и замера количества флюидов на входе и выходе из установки (вновь разработаны).
Испытания струйного аппарата применительно к технологии водогазового воздействия
Основные требования к конструкции струйного аппарата следующие: 1. Приготовление водогазовои смеси с требуемыми параметрами, такими как дисперсность и газосодержание. 2. Обеспечение достаточных для закачки в пласт расходов водогазовои смеси. 3. Минимальные затраты на монтаж. Требуется выбор такой конструкции струйного аппарата, которая позволяла бы получить водогазовую смесь с заданными параметрами. При этом струйный аппарат должен иметь минимальные размеры для удобства перевозки и монтажа. Целью испытаний был выбор наилучшей компоновки струйного аппарата, то есть той конструкции, которая покажет наилучшие параметры работы. Эта компоновка должна иметь такие размеры проточной части, которые позволяют создать максимальное газосодержание в жидкости на входе в ЭЦН.
При откачке газа жидкостью рекомендуется выбирать камеру смешения цилиндрической формы [24]. Длина камеры смешения струйного аппарата принимается равной 10 ее диаметрам при газосодержании инжектируемого потока до 90% и 30 ее диаметрам при газосодержании больше 90% [24]. При значительных диаметрах камеры смешения ее длина, а, следовательно, размеры всего струйного аппарата, тоже могут достигнуть большой величины. Это приводит к сложностям при изготовлении и монтаже установок, использующих такие эжекторы. В рассматриваемом случае (при инжектировании газа без жидкости, то есть газосодержании потока 100%) длина камеры смешения должна быть равна 30 ее диаметрам.
По имеющимся в литературе данным [3], длину камеры смешения можно уменьшить, применив перфорированные насадки на рабочее сопло. Рекомендуется использовать перфорированные насадки в газовых эжекторах, то есть тех, в которых и рабочей, и инжектируемой средой является газ (воздух). Насадки устанавливаются сразу же за срезом высоконапорного сопла.
Перфорация должна быть выполнена в виде продольных щелей, так как в случае круглых отверстий или поперечных щелей из-за конечной толщины стенки теряется часть осевой составляющей скорости, и снижаются характеристики эжектора. Если же стенка перфорирована продольными щелями, то струя газа сохраняет осевую скорость и способность эжектировать другой газ. Концы стенок должны быть сплошными во избежание вибраций.
В [3] приведены результаты исследований газового эжектора с кольцевым подводом рабочего потока. Менялось число щелей, коэффициент проницаемости (отношение площади щелей к площади цилиндрической поверхности). Длина перфорированного участка составляет два диаметра камеры смешения. Степень сжатия для эжекторов с перфорированными насадками увеличивается в 5 - 7 раз.
Выбор основных параметров насадков. По данным экспериментов [3] установлено, что наилучшие характеристики имеют эжекторы с числом щелей т = 6, близкие к ним (незначительно хуже) - с числом щелей т = 8, оптимальный коэффициент проницаемости п = 10- 11 %.
По данным [3], оптимальное число щелей в насадке равно 6, несколько хуже показали себя насадки с числом т = 8, поэтому целесообразно проверить работоспособность этих насадков при откачке газа жидкостью. Учитывая, что условия прохождения жидкости и газа через щель различные, имеет смысл испытать также насадки с числом щелей т = 4. Поэтому выбираем для испытаний насадки с числом щелей т = 4; 6; 8.
Рекомендуемая длина щели по [3] равна двум диаметрам камеры смешения, то есть, в нашем случае, 28 мм. Так как условия прохождения газа и жидкости через щель различны, целесообразно изменять длину щели так, чтобы она была меньше, равна и больше 28 мм. Следовательно, меняется и общая длина насадка.
Конструктивно щель длиной 28 мм наилучшим образом вписывается в насадок длиной от 38 мм: 28 мм - длина щели, а также сплошные стенки длиной по 5 мм с каждой стороны. Сплошная стенка у основания насадка необходима для обеспечения его надежного крепления на рабочем сопле, стенка у свободного конца насадка - во избежание вибраций во время работы эжектора [3]. Поэтому общая длина насадка с щелями длиной 28 мм (вместе с узлом для его крепления) составляет 40 мм. Также для испытаний выбираем насадки общей длиной 20 и 60 мм, для того, чтобы обеспечить длину щели меньше и больше 28 мм.
Камера смешения 4 набрана из отдельных блоков 8, поэтому ее длину можно изменять ступенчато, убирая или добавляя сменные блоки. Блоки выполнены из оргстекла. Для сохранения постоянного расстояния между фланцами 1 и 6 при снятии блоков (уменьшении длины камеры смешения) вместо них после диффузора добавляются проставки 7, представляющие собой отрезки трубопровода постоянного диаметра.
Методика проведения исследований следующая. Открываются задвижки 2, 6, 11, запускается подпорный ЭЦН 5. Затем открывается задвижка 9 и начинается эжектирование газа. Первая точка снимается при полностью открытой задвижке 11. Замеряются расходы жидкости и газа, давления перед рабочим соплом струйного аппарата, в его приемной камере и на выходе из эжектора. Затем прикрывается задвижка 11, тем самым создается противодавление на выходе из эжектора. Это противодавление распространяется в диффузор и камеру смешения, а через них - в приемную камеру. Давление в приемной камере тоже увеличивается, следовательно, уменьшается количество эжектируемого газа. После установления режима снимается вторая точка. Замеряются те же параметры, что и для первой точки. Затем еще прикрывается задвижка 11, снимается третья точка. Замеры производят до тех пор, пока струйный аппарат эжектирует газ, то есть до тех пор, пока есть расход газа через расходомер 9.
