CC BY
214дроздов А.н., Егоров ю.А., телков в.п., вербицкий в.с., деньгаев А.в., ламбин д.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты
Добыча нефти с поддержанием пластового давления заводнением в настоящее время широко применяется в России. Однако возможности традиционного заводнения ограничены вследствие неполноты вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием. Проведёнными ранее исследованиями установлено, что нефтеизвлечение может быть повышено, если закачивать в пласт, помимо воды, ещё и свободный газ /1-10 и др./.
Водогазовое воздействие (ВГВ) является комбинацией обычного заводнения и газовых методов. В отличие от воды, которая в заводненной зоне пласта под действием капиллярных сил занимает мелкие гидрофильные поры и сужения, газ, закачанный в пласт, как несмачивающая фаза, наоборот, занимает крупные гидрофобные поры, а под действием гравитационных сил — и кровельные части пласта. Указанные особенности вытеснения нефти привели к выводу о целесообразности поддержания пластового давления путём нагнетания воды и газа. При этом также выравнивается профиль вытеснения и увеличивается охват пласта воздействием. Однако традиционные технологии водогазового воздействия не получили широкого распространения на отечественных нефтяных месторождениях. Главной проблемой является отсутствие эффективной техники и технологии для закачки воды и газа в нагнетательные скважины. Поэтому потребовалось разработать новую технологию ВГВ с усовершенствованием насосно-эжекторной системы, предложенной в /11/. Технология позволяет готовить на поверхности мелкодисперсную водогазовую смесь с пе-
нообразующими ПАВ и закачивать её в пласт доступным в промысловых условиях оборудованием. Этот способ расширяет область применения и возможности воздействия путём повышения давления нагнетания водогазовой смеси после эжектора с помощью многоступенчатого центробежного насоса. При этом обеспечивается устойчивая работа насоса на газожидкостной смеси. На рис. 1 приведены полученные в лабораторных экспериментах /12/ зависимости критического газосодержания вкр бескавитационной работы многоступенчатого погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) от относительного давления на входе в насос Рот = Рвх/Рат (Рвх — абсолютное давление на входе в насос, Рат — атмосферное давление) на водогазовой смеси без ПАВ (линия 1) и на водогазовой смеси с добавкой 0,05 % пенообра-зующего ПАВ — дисолвана-4411 (линия 2). Точка 3 на рис. 1 получена для насоса ЭЦН5-80, работающего на предварительно диспергированной водогазовой смеси с ПАВ. Диспергирование проводили с помощью десяти предвключённых ступеней ЭЦН того же типоразмера.
Как показано на рис. 1, критическое газосодержание вкр бескавитацион-
ной работы многоступенчатого центробежного насоса на водогазовых смесях повышается с ростом давления на приёме насоса Рвх, при увеличении пенообразующих свойств и диспергировании смеси. Используя подобные зависимости, можно устанавливать режимные параметры процесса, обеспечивающие бескавитационную работу насоса на водогазовой смеси. Следует отметить, что эжектор в предложенном техническом решении способствует успешной работе многоступенчатого центробежного насоса на воз
2 у /
1 Р" Г' -
°1 2 3 5 10 20 30 50 PQ
Рис. 1. Зависимости критического газосодержания ßKp бескави-
тационной работы многоступенчатого центробежного насоса от относительного давления на приеме насоса Рот = Рвх/Рат. 1 — смесь «вода+газ», 2 — смесь «вода+газ+ПАВ», 3 — диспергированная смесь «вода+ПАВ +газ»
догазовой смеси как путём повышения давления, так и путём диспергирования пузырьков газа. При всех очевидных преимуществах этой принципиальной схемы в ней остается много неясных и неизученных моментов.
В процессе смешения жидкости и газа образуется мелкодисперсная газожидкостная смесь с пенообразующими ПАВ, которая затем закачивается в пласт. Вопрос о том, как эта смесь будет вести себя в пласте, как повлияет ее дисперсность на процесс вытеснения нефти, до конца не изучен. Известные исследования вытеснения нефти диспергированными водогазо-выми смесями проводились в ограниченной области газосодержаний смеси - эксперименты ограничивались несколькими точками, либо отдельным участком зависимости коэффициента вытеснения от газосодержания смеси. Кроме того, исследования /13/ проводили при отсутствии пенообразующих ПАВ. Поэтому необходимы исследования вытеснения нефти мелкодисперсной во-догазовой смесью с пенообразующими ПАВ на моделях пласта, причем надо получить полную зависимость коэффициента вытеснения от газосодержания мелкодисперсной водогазовой смеси и исследовать, влияет ли на вытеснение дисперсность смеси. Также необходимо изучить процесс вытеснения нефти во-
догазовой смесью как с начала разработки (при начальной нефтенасыщен-ности), так и после заводнения (начиная с конечной нефтенасыщенности после вытеснения водой). Важным является и вопрос о влиянии различных ПАВ на результаты вытеснения. Исследование процессов вытеснения модели нефти водогазовыми смесями Для решения поставленных задач в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина создан специальный экспериментальный стенд. Водогазовая смесь готовится смесителем, который представляет собой струйный аппарат малых размеров. Рабочим потоком является вода либо вода с ПАВ, инжектируемым (или откачиваемым) — газ.
Для наблюдения за структурой получаемой водогазовой смеси в схему стенда включены камеры с прозрачными вставками и микроскоп, через который также можно фотографировать водо-газовую смесь.
В экспериментах использована модель насыпного керна, представляющая собой металлическую трубу, наполняемую песком при постоянной трамбовке песка. В торцах трубы установлены фильтры для предотвращения выноса песка из модели. Длина модели рассчитана исходя из критериев подобия модельных и натурных условий. Все вышедшие из модели флюиды собираются в емкость. Там под действи-
ем гравитационных сил происходит разделение продукции на жидкую и газообразную фазы. Газ выпускается из емкости, проходя при этом через расходомер, а жидкость сливается в мерный сосуд.
Для моделирования порового пространства использовался песок с диаметром частиц менее 100 мкм, преобладающий размер песчинок — от 30 до 40 мкм. В качестве модели нефти использовался керосин. Перед проведением экспериментов определялись коллекторские свойства каждой модели - проницаемость по воде, пористость.
В качестве базовых экспериментов взято вытеснение керосина водой и газом. Чтобы исключить влияние ПАВ на вытеснение, было проведено также вытеснение керосина смесью воды и ПАВ в той же концентрации, как при водогазовом воздействии. В качестве ПАВ на первом этапе использован Нефтенол-МЛ с объемной концентрацией 0,1% в воде. Рабочее давление в модели пористой среды в первой серии экспериментов составило 1-1,5 МПа (это давление условно назовем низким). Проницаемость моделей по воде в первой серии экспериментов составляла: - 0,3-0,4 мкм2, а пористость моделей - 33-38 %. Коэффициенты вытеснения в базовых экспериментах равны: • при вытеснении керосина водой — 53 %
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ НЕФТЕОТДАЧА \\ 55
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Рис. 2. Зависимости коэффициента вытеснения от газосодержания водогазовой смеси, полученные разными авторами.
• при вытеснении водным раствором ПАВ (Нефтенол-МЛ в концентрации 0,1 %) — 60 %
• при вытеснении азотом — 46 %. Была проведена серия экспериментов по вытеснению керосина водогазовы-ми смесями при различных газосодержаниях смеси. Газосодержание смеси определяли по формуле:
где Q г.вх. - расход газа в условиях входа в модель, Qж — расход жидкости на входе в модель. Результаты вытеснения приведены в табл.1.
Таблица 1. Результаты экспериментов по вытеснению керосина водогазовыми смесями при низких давлениях
Газосодержание Коэффициент
смеси,% вытеснения
0 0,60
16,5 0,65
28,3 0,75
40,0 0,76
59,8 0,75
70,5 0,75
84,5 0,55
100 0,46
В серии экспериментов при низких давлениях преобладающий диаметр пузырьков газа составил от 600 до 900 мкм.
Во второй серии экспериментов рабочее давление было увеличено до 66,5 МПа. Это давление условно назовем высоким. Одновременно была изменена компоновка струйного аппарата — уменьшены диаметры рабочего сопла и камеры смешения. При уменьшении размеров проходных сечений проточной части струйного аппарата увеличиваются скорости сред и происходит их более интенсивное перемешивание. Увеличение давления и уменьшение проходных сечений струйного аппарата позволило уменьшить преобладаю-
щий диаметр пузырьков газа от 600900 до 50-125 мкм. Проницаемость моделей по воде составила: - 0,19-0,22 мкм2, пористость - около 40 %. Значения коэффициентов вытеснения и соответствующие им газосодержания, полученные при высоком давлении, приведены в табл. 2.
Таблица 2. Данные
по вытеснению керосина водогазовыми смесями при высоких давлениях
Газосодержание Коэффициент
смеси, % вытеснения
21,7 0,67
71,7 0,74
77,8 0,62
46,3 0,75
Зависимости коэффициента вытеснения от газосодержания при низких и высоких давлениях приведены на рис. 2. Как видно из графиков, при вытеснении керосина мелкодисперсной смесью «вода+азот+ПАВ» существует область оптимальных газосодержаний смеси, внутри которой коэффициент вытеснения максимален и почти не зависит от газосодержания. В области оптимальных газосодержаний коэффициент вытеснения составляет 74-75 %. Результаты вы-
теснения при низких и высоких давлениях хорошо согласуются между собой, поэтому можно сделать вывод о том, что давление в исследованном диапазоне практически не влияет на процесс вытеснения. На рис. 2 представлено также сопоставление результатов, полученных различными исследователями при разных условиях эксперимента (данные Укр-гипроНИИПНД /1, 2/, ТомскНИПИнефть /5, 6/ НПО «Союзнефтеотдача» /14/), с зависимостями, полученными в РГУ нефти и газа им. Губкина авторами данной работы. Всеми авторами отмечено наличие области оптимальных газосодержаний смеси, которой соответствует максимальное значение коэффициента вытеснения. Границы этой области лежат в пределах газосодержаний от 20-30 % (левая граница) до 70-80 % (правая граница). Сравнение некоторых результатов исследований, проведенных различными авторами и организациями, отражено в табл. 3. Под ропт в табл. 3 понимается область оптимальных газосодержаний, в которой достигаются наивысшие значения коэффициента вытеснения. По результатам сравнения можно сделать следующие выводы. При использовании водогазового воздействия с на-
Таблица 3. Сравнение некоторых результатов исследований по ВГВ, проведенных различными авторами и организациями
Организация Модель пласта к, мД Р, МПа оС Модель нефти Ин, мПа^с Технология закачки Газ ропт, % Коэфф. вытесн. %
УкрНИИПНД /1, 2/ керн 3-35 27 57 нефть *) Совместная Углеводородный 25-75 73-75
ТомскНИПИнефть /5, 6/ песок 185-250 Нет данных 88 рекомб. нефть 1 Совместная + довытеснение Углеводородный 30-80 52-53
НПО «Союзнефте-отдача» /14/ керн 47 28 88 рекомб. нефть 0,9 Попеременная +довытеснение Углеводородный Нет данных 62
РГУ нефти и газа песок 325-400 1,5 25 керосин 1,2 Совместная Азот 30-70 74-75
РГУ нефти и газа песок 190-220 6,5 25 керосин 1,2 Совместная Азот 30-70 74-76
РГУ нефти и газа песок 290-300 1,5 25 керосин 1,2 Совместная + довытеснение Азот 30-70 62-63
*) — Примечание: Авторы /1/ не привели значение вязкости пластовой нефти Битковского месторождения, использованной в опытах. По данным /15/, на Битковском месторождении имеются Битковский и Пасечнянский блоки, причем нефти этих блоков имеют значения вязкости в пластовых условиях 2 и 1,1 мПа^с, соответственно.
чала разработки (данные УкрНИИПНД и экспериментальные графики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) в оптимальной области газосодержаний значения
коэффициента вытеснения составляют 73-76 %. Это справедливо для случаев использования как углеводородного газа (преимущественно метана), так
и неуглеводородного газа — азота. Следовательно, можно сделать предварительное заключение о том, что максимально достижимые величины ко-
Рис. 3. Структура смеси на входе в модель при газосодержании 71,7 % (давление 6,4 МПа)
Рис. 4. Распределение пузырьков газа в смеси на входе в модель при газосодержании 71,7 % (давление 6,4 МПа); п — доля пузырьков газа тех или иных диаметров d.
эффициента вытеснения при ВГВ мало зависят от состава и природы газа, если вытеснение является несмешиваю-щимся. Но в то же время между результатами вытеснения есть некоторые различия. Более высокий коэффициент вытеснения при заводнении в исследованиях РГУ по сравнению с данными УкрНИИПНД обусловлен тем, что вытеснение проводилось не технической водой, а смесью воды и ПАВ (Нефтенол-МЛ). Разную форму графиков (см. рис. 2) в крайне левой и правой областях можно объяснить разной
• I
®
v *<
*
Рис. 5. Структура смеси на выходе из модели при газосодержании 20,6 % и давлении 6,5 МПа
природой газов — при использовании углеводородного газа возможно вытеснение в режиме ограниченной смесимости нефти и газа, которому соответствуют более высокие коэффициенты вытеснения.
Несколько ниже располагаются значения, полученные в НПО «Союзнефте-отдача» /14/ и ТомскНИПИнефть /5, 6/. Возможно, это связано с тем, что проводилось довытеснение водогазовой смесью модели нефти после заводнения. Авторами также проведены исследования по довытеснению, их результаты будут рассмотрены позже, во второй части данной статьи. Из общей картины выпадают данные СибНИИНП /16/ — коэффициенты вытеснения изменяется в пределах от 74 % при последовательной закачке воды и газа до 90 % при попеременной. Но из-за отсутствия данных об использованных в экспериментах /16/ моделях пласта трудно судить о причинах этих отклонений. При исследовании вы-
V
теснения керосина водогазовой смесью на высоких давлениях также фиксировалась структура смеси. Преобладающий размер пузырьков газа составил 50-125 мкм. Фотография структуры смеси и распределение пузырьков по размерам при газосодержании 71,7 % и давлении 6,4 МПа приведены на рис. 3 и 4. Преобладающий размер пузырьков газа — от 50 до 125 мкм. Аналогичные зависимости построены и для остальных газосодержаний. При работе на малых давлениях смесь на выходе из модели расслаивается, идут крупные прорывы газа и жидкости. При высоких давлениях наблюдается иная картина. В подавляющем большинстве случаев на выходе из модели существует крупнодисперсная газожидкостная смесь. Фотография структуры смеси на выходе из модели при давлении 6,5 МПа приведена на рис.5. Увеличение диаметров d газовых пузырьков в смеси на выходе из модели ^ = 1,2-1,5 мм), по сравнению с размерами на входе ^ = 100 мкм) в 10-15 раз обусловлено самим процессом фильтрации водогазовых смесей на основе ПАВ. Поверхностно-активные вещества отмывают нефть с поверхности породы, частично адсорбируясь на этой поверхности, что ухудшает пенообразующие свойства водогазовой смеси и приводит к укрупнению пузырьков газа.
Л ИТЕРАТУРА
1. Лискевич Е.И., Островский Ю.М.
Вытеснение нефти газоводяными смесями. — В кн.: Разработка нефтяных месторождений, труды УкрНИИПНД, 1973, вып. 1112, с. 233-240.
2. Островский Ю.М., Фаниев Р.Д., Янив В.Е. Некоторые вопросы технологии и техники газо-водяной репрессии на нефтяные пласты. — В кн.: Разработка нефтяных месторождений, труды УкрНИИПНД, 1973, вып. 11-12, с. 212-216.
3. Гусев С.В. Методы регулирования водо-газового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. — Нефтяное хозяйство, 1990, № 3, с. 35-39.
4. Мамлеев Р.Ш.. Прокошев Н.А. Опыт закачки водогазовой смеси для повышения нефтеотдачи пластов. — Нефтяное хозяйство, 1979, № 3, с. 32-34.
5. Патент РФ No 2088752. Способ разработки нефтяного месторождения. / Авт. изобрет. В.И. Крючков, Г.И. Губеева. — М. кл. Е 21 В 43/20, заявл. 11.03.1992, опубл. 27.08.1997, Б.И. № 24.
6. Крючков В. И. Применение водогазовых
систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения. Автореферат дисс. ... канд. техн. наук. — Бугульма, 2002.
7. Новые методы газового и водогазового воздействия на нефтяные пласты с использованием нефтерастворимых ПАВ и полимеров. / Степанова Г.С., Шовкринсий Г.Ю., Мамедов Ю.Г. и др. — В кн.: Повышение эффективности разработки трудноизвле-каемых запасов нефти. — М.: ВНИИнефть, 1997, с. 202-213.
8. Белей И.В., Карлов Р.Г., Лопатин Ю.С.
Насосно-бустерный способ нагнетания газожидкостных смесей и новые технологические решения в нефтепромысловом деле. — Строительство скважин, 1994, № 67, с. 39-42.
9. А.с. СССР № 714044. Способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом и устройство для его осуществления. / Авт. изобрет. И.В. Белей, Ю.В. Лопатин, С.П. Олейник. — М. кл. F01 В 23/10, заявл. 14.07.1976, опубл. 05.02.1980, Б.И. № 5.
10. Применение струйных аппаратов в нефтегазодобывающей промышленности./ Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Мохов М.А. и др. — М.: Нефть и газ, 1999. — 60 с.
11. Патент РФ N0 2190760. Способ водогазового воздействия на пласт. / Авт. изобрет. А.Н. Дроздов, А.А. Фаткуллин. — М. кл. Е 21 В 43/20, заявл. 25.01.2001, опубл. 10.10.2002, Б.И. № 28.
12. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. — Дис. ... докт. техн. наук. — М., 1998. — 423 с.
13. Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения мелкодисперсной водогазовой смеси. / Борткевич С.В., Савицкий Н.В., Рассохин С.Г., Сафиуллина Е.У. — Нефтепромысловое дело, 2004, № 2, с. 22-26.
14. Экспериментальные исследования водогазового воздействия / Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Долматов В.Л.. — Нефтяное хозяйство, 1991, № 8, с. 29-30.
15. Требин Г.Ф., Чарыгин И.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. — М.: Недра, 1974. — 424 с.
16. Вашуркин А.И., Свищев М.Ф., Ложкин Г.В. Повышение нефтеотдачи водога-зовым воздействием на пласт. — Нефтепромысловое дело, 1977, № 9, с. 23-24.
www.MVIC.ru
995-05-95
Базовое выставочное мероприятие транспортной индустрии России и СНГ
Проводится при официальной поддержке Министерства транспорта РФ
www.tforum.ru
11-14 апреля 2QOS Москва, КВЦ «Сокольники»
транспорт
пассажирский промышленный
логистика, транспорт, склад | транспортная безопасность | инвестиции, лизинг и страхование современные комплектующие и материалы | сервисное обслуживание | экология таможенные услуги
Участие в ПТ является мощным инструментом продвижения продукции на рынке, установления новых деловых контактов и рекламной акцией в кругу целевой аудитории потребителей.
Базовые мероприятия ГГРОб:
- Конференция Министерства транспорта РФ
- Конференция «РЖД-партнер»
- Презентация участников
- Обучающие семинары и конкурсы
Организаторы: ОАО «РЖД», АСПРОМТРАНС, «РЖД-Партнер» - деловой журнал, АСМАП, выставочный холдинг М\/К Выставочный холдинг МУК: тел./факс: (095) 105-34-82, е-таН: pma@mvk.ru
Генеральный информационный ^ спонсор:
Информационные спонсоры:
Морские вести 1-
¿ЛЧ -ШИШШЯ™
Информационная поддержка:
<Щ№М
Щё
¿Г
