CC BY
37НЕФТЕОТДАЧА
Дроздов 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
часть 2. исследование ДовыТЕСНЕНиЯ модели нефти водогазовыми смесями после заводнения
На большей части нефтяных месторождений России разработка осуществляется при поддержании пластового давления путем закачки в продуктивный пласт воды. Известно, что коэффициент вытеснения для водогазовой смеси выше, чем для воды. Поэтому большой интерес представляет возможность увеличения нефтеотдачи пластов, ранее разрабатываемых заводнением, при использовании для довытеснения нефти водогазовой смеси. Закачка водогазовой смеси начинается от значения нефтенасыщенности, соответствующей конечной нефтенасы-щенности после заводнения.
Методика проведения экспериментов следующая. На установке, краткое описание которой представлено в первой части данной статьи /1/, проводится полное вытеснение керосина водой до прекращения выхода керосина из модели пласта. После этого в модель закачивается водогазовая смесь. При этом важно, чтобы значение газосодержания вытесняющей водогазовой смеси принадлежало к оптимальной области газосодержаний, границы которой были обозначены в /1/. Эта часть эксперимента проводится аналогично исследованиям по определению коэффициента вытеснения при закачке водогазовой смеси. Вытеснение керосина водогазовой смесью проводится до полного прекращения выхода керосина из модели. Прирост коэффициента вытеснения определяется как разность между суммарным коэффициентом вытеснения, полученом после заводнения и закачки водогазовой смеси, и коэффициентом вытеснения, полученого при одном заводнении.
Так как в водогазовой смеси, используемой для вытеснения, имеется пенообразующее ПАВ, необходимо учесть влияние ПАВ на коэффициент вытеснения. Были проведены следующие эксперименты:
1. Вытеснение керосина технической водой и довытеснение смесью «вода+азот+ПАВ».
2. Вытеснение керосина смесью «вода+ПАВ», затем довытеснение смесью «вода+азот+ПАВ».
Сравнение результатов двух этих экспериментов позволяет исключить влияние добавки ПАВ на коэффициент вытеснения и определить эффект от применения водогазового воздействия. Проницаемость моделей по воде составляла 0,290,3 мкм2, пористость — 34 %.
Динамика вытеснения керосина водой и смесью воды и ПАВ, а также динамика последующего довытеснения керосина водогазовой смесью приведены на рис. 1. Довытеснение проводилось при газосодержаниях смеси, принадлежащих к оптимальной области газосодержаний. Эксперименты
- Коэффициент вытеснения
г^--
-•- вытеснение водой + ВГВ л вытеснение раствором ПАВ + ВГВ -
|объем прокачки, Vnop
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0
Рис. 1. Динамика довытеснения нефти водогазовой смесью после различных видов заводнения
48 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 3 \\ март \ 200В
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
Jq 3 \\ март \ 2СЮВ
проводились при низких давлениях. Приведенные зависимости показывают, что вытеснение нефти мелкодисперсной водогазовой смесью эффективно как метод увеличения нефтеотдачи пластов не только с начала разработки, но и после того, как завершена разработка при заводнении. Однако достигаемый в последнем случае эффект будет ниже. Прирост коэффициента вытеснения при осуществлении водогазового воздействия после заводнения с использованием воды (без ПАВ) составляет 10,7 %, после вытеснения модели нефти смесью воды и ПАВ прирост равен 9 %.
Исследование водогазового воздействия при добавлении в смесь разных пенообразующих ПАВ Во всех описанных выше исследованиях для стабилизации полученной водогазовой смеси использовался Нефтенол-МЛ. В дальнейшем была проведена оценка эффективности использования других ПАВ для водогазового воздействия на пласт. По результатам выполненных ранее исследований для проверки были выбраны Сульфонол-П, Ети1-Ьгеаке-316 и Ети1Ьгеаке-410. Сульфонол-П имеет низкую стоимость и давно известен на промыслах, ПАВ серии ЕтиШгеаке показали хорошие пенообра-зующие свойства как в водном растворе, так и при контакте с керосином. С этими ПАВ были проведены исследования вытеснения нефти водогазовой смесью и водным раствором ПАВ (для исключения влияния на процесс вытеснения свойств самих ПАВ). Все эксперименты проводились при газосодержаниях, входящих в оптимальную область. Первые опыты показали, что при наличии в смеси ПАВ Ети1Ьгеаке-410 образуется стойкая эмульсия воды с керосином, поэтому учесть количество вышедших из модели керосина и воды было затруднительно. Дальнейшие эксперименты с этим ПАВ не проводились.
Результаты исследований представлены на рис. 2 (значения газосодержаний смеси составляли 30,7 % для Суль-фонола-П, 40 % для Нефтенола-МЛ и 34,9 % для Ети1-Ьгеаке-316). Эксперименты проведены при низких давлениях. Коэффициенты вытеснения при закачке водных растворов всех этих ПАВ примерно одинаковы и находятся в области 0,58-0,60. В целом максимальные значения коэффициентов вытеснения при ВГВ, соответствующие различным ПАВ, незначительно отличаются между собой и составляют 0,74-0,75. Но динамика вытеснения для разных ПАВ сильно различается. При использовании Нефтенола-МЛ вытеснение происходит интенсивнее, чем для остальных ПАВ. Основная часть керосина вытесняется уже при закачке 3 поровых объемов водогазовой смеси, в то время как для Сульфонола-П это значение составляет 4-5 объемов пор, а для ЕтиШгеаке-316 это примерно 8 поровых объемов. Кроме того, необходимый объем прокачки водо-
ГП Т
для ооустро иства*н(^фтяньш ч
и газовых месторождений
i i» i i m . V vr' ~
j* ct p о и тел ьс ma автомобильных дорог
•'усиления оснований (ПодТруровые вышкиАь <lma < ' * V— *■ . ^
^балластировки трубопроводов
*Лащ и^от^рсовХск л о н отит р?
котутекс
167981, Республика Коми г. Сыктывкар, ул. 2-я Промышленная, 1 Тел.: (8212) 286-513, 286-547, 286-575 Факс: (8212) 286-560 market@komitex.ru, www.komitex.ru
газовой смеси для Ети1Ьгеаке-316 заметно выше, чем для остальных ПАВ. Таким образом, сделан вывод, что более предпочтительным для стабилизации водогазовой смеси из исследованных ПАВ является Нефтенол-МЛ. Также выявлено, что при использовании Ети1Ьгеаке-316 вероятно появление эмульсий воды с керосином, что может
0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1
0,0
Коэффициент вытеснения
-О-;-^
/
ьфонол-П тенол-МЛ lbreake-316
-■-Неф
Объем про качки, Vnop -
О 2 4 6 8 10 12
Рис. 2. Динамика вытеснения керосина водогазовой смесью при использовании для стабилизации смеси различных ПАВ
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ НЕФТЕОТДАЧА \\ 49
НЕФТЕОТДАЧА
осложнить подготовку нефти в промысловых условиях при использовании этого вещества для стабилизации смеси. Необходимо отметить, что керосин нейтрализует пенообразующее действие Сульфонола-П, при контакте раствора с керосином его пенообразу-ющая способность практически падает до нулевого значения. Но коэффициент вытеснения при использовании Сульфонола-П незначительно отличается от других ПАВ. Поэтому можно предположить, что основным требованием при закачке в пласт мелкодисперсной водогазовой смеси является сохранение ее структуры до достижения смесью продуктивного пласта. После попадания смеси в пласт дальнейшее формирование ее структуры происходит за счет прохождения смеси через поровое пространство. Об этом же говорит и слабое влияние газосодержания смеси на ее структуру на выходе из модели.
Схемы реализации технологии водогазового воздействия на нефтяных месторождениях
Для реализации на нефтяных месторождениях авторами предложены различные технологические схемы водогазового воздействия. Одна из них показана на рис. 3. Поступающая по линии 14 скважинная продукция в сепараторе 15 разделяется на нефть, газ и воду. Нефть по линии 16 поступает в нефтепровод, газ по линии 18 подается на прием струйного аппарата. В случае недостаточного давления газа на выходе из сепаратора 15 можно дожимать газ нагнетателем 19. Расход газа регулируется задвижкой 8. Вода по линии 17 подается на прием подпорного насоса 4 и затем по линии 9 подается в рабочее сопло эжектора 1. По линии 11 насосом 13 из емкости 5 в рабочую воду добавляют пенообразующие ПАВ. Полученная в эжекторе 1 водогазовая смесь дожимается до необходимого давления насосом 3 и по линии 12 закачивается в нагнетательные скважины 2.
Рис. 3. Схема насосно-эжекторной системы для ВГВ с нагнетателем газа перед эжектором.
1 — эжектор, 2 — нагнетательные скважины, 3 и 4 — многоступенчатые центробежные насосы, 5 — емкость с ПАВ, 6, 7 и 8 — задвижки, 9 — линия нагнетания воды, 10 — газовая линия, 11 — линия подачи ПАВ, 12 — линия закачки водогазовой смеси, 13 — дозировочный насос, 14 — входной коллектор, 15 — трехфазный сепаратор, 16 — нефтепровод, 17 — водовод, 18 — газопровод, 19 — нагнетатель газа.
В качестве нагнетателя 19 для повышения давления газа перед приемом струйного аппарата можно использовать так называемый струйный компрессор — насосно-эжекторную установку первой ступени (рис. 4). В этом случае вода из сепаратора 15 подается по линии 17 на
прием подкачивающего насоса 23 и далее в газоводяной сепаратор 22, из которого насосом 21 она подается в рабочее сопло эжектора 20. Газ из сепаратора 15 поступает на прием эжектора 20. Полученная газожидкостная смесь с повышенным давлением поступает в га-
Рис. 4. Схема двухступенчатой насосно-эжекторной системы для ВГВ 1 — эжектор второй ступени, 2 — нагнетательная скважина, 3 и 4 — насосы, 5 — емкость с ПАВ, 6, 7 и 8 — задвижки, 9 — линия нагнетания воды, 10 — газовая линия, 11 — линия подачи ПАВ, 12 — линия закачки смеси, 13 — дозировочный насос, 14 — входной коллектор, 15 — трехфазный сепаратор, 16 — нефтепровод, 17 — водовод, 18 — газопровод, 19 — насосно-эжекторная установка первой ступени, 20 — эжектор первой ступени, 21 — силовой насос эжектора первой ступени, 22 — газоводяной сепаратор, 23 — подкачивающий насос.
50 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
\\ № 3 \\ март \ 2006
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 3 \\ март \ 200В
зоводяной сепаратор 22, где происходит отделение газа от воды. Газ под некоторым повышенным давлением идет на прием основного эжектора 1, а вода — в насос 4, а затем по схеме, аналогичной рис. 4, — в рабочее сопло эжектора 1. Остальная часть схемы остается без изменений.
Часть рабочей жидкости циркулирует по замкнутому контуру в насосно-эжек-торной установке первой ступени 19 и существенно нагревается. Поэтому происходит и нагрев воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Следовательно, в данной технологической схеме ВГВ возможно не только поддержание пластового давления, но и поддержание пластовой температуры, что актуально для разработки вязких и вы-сокопарафинистых нефтей. Таким образом, в предложенных технологических схемах откачивается большое количество газа и достигается достаточно высокое давление на выходе. Кроме этого, в схему получения и закачки водогазовой смеси входит оборудование, выпуск которого уже осво-
ен промышленностью, и не включены дорогостоящие или малонадежные узлы. Предложенная технология водога-зового воздействия может быть достаточно быстро и с наименьшими затратами внедрена на промыслах.
ВЫВОДЫ
1. На моделях пласта показана эффективность водогазового воздействия при вытеснении модели нефти мелкодисперсной смесью воды и азота (неуглеводородного газа) при добавлении ПАВ по сравнению с заводнением и вытеснением нефти газом при различных давлениях.
2. Выявлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси (от 30 до 70 %), соответствующая максимальному коэффициенту вытеснения (74-75 %).
3. Показана эффективность довытес-нения нефти водогазовой смесью после заводнения (увеличение коэффициента вытеснения на 11 %).
4. Проведена оценка влияния давления, при котором проводится вытеснение, и
преобладающего размера пузырьков газа на процесс вытеснения. Увеличение давления в 4-6 раз (от 1-1,5 до 66,5 МПа) и уменьшение диаметра пузырьков газа в 6-8 раз (от 600-900 до 70-120 мкм) незначительно влияют на процесс вытеснения. Это позволяет предположить, что при попадании в пласт водогазовой смеси ее структуру формирует сама пористая среда.
5. Проведен анализ ПАВ, используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренных ПАВ наилучшие результаты получены для Нефтенола-МЛ.
6. Разработаны технологические схемы для внедрения водогазового воздействия, позволявшие достаточно быстро и с наименьшими затратами реализовать его в промысловых условиях.
ЛИТЕРАТУРА
1. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 1 / Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. и др. - Территория НЕФТЕГАЗ, 2006, N0 ...., с. ........
ООО Научно-производственная фирма
"Синтез" Основана 10 апреля 1991г.
Специалистам производственных предприятий
ООО НПФ «Синтез» предлагает вам нефтегазовое оборудование в области строительства, ремонта скважин, разведки и добычи нефти и газа.
Кроме этого предлагается большой выбор котлов, насосов общепромышленного, бытового назначения, аккумуляторов и другого оборудования.
Если вы не обнаружили необходимого оборудования на нашем сайте, то по вашему запросу мы найдем его производителей и организуем поставку в ваш адрес.
Внимание производителей оборудования и авторов новых, эффективных технологий в указанных выше направлениях производства.
Если вы желаете расширить рынок сбыта вашей продукции, мы поможем. Ждём ваших предложений.
! ш"— V
Обращаться:
625013, г. Тюмень,
ул. 50 лет Октября, 118, к. 710
Почтовый адрес:
625000, г. Тюмень,
Главпочтамт, а/я 763.
Тел./факс:
(3452) 41-78-20, 32-36-86, моб. 73-16-83 E-mail: sintez1@newmail.ru I nternet: www. neftegazprogress. ru
