На правах рукописи УДК 622.276.344 Егоров Юрий Андреевич РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАСОСНОЭЖЕКТОРНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Москва - 2006 год Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина Научный руководитель - доктор технических наук, профессор Дроздов Александр Николаевич Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Максутов Рафхат Ахметович доктор технических наук, профессор Степанова Галина Сергеевна Ведущая организация - Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН, Москва) 200^ г. в ауд.?3| Защита состоится «2&> Оммцк. заседании диссертационного совета Д.212.200.08 при вЛГч. на Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина, по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Автореферат разослан « 2Z. » АД>»*Щ Ученый секретарь диссертационного совета Д.212.200.08, Д.Т.Н., проф. /^ •^ _,.<^ЪХ.. Сомов 200 » г. Г9^ О Б Щ А Я ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы В настоящее время растет интерес к технологии водогазового воздействия ( В Г В ) на нефтяные пласты. В Г В сочетает в себе положительные стороны таких технологий добычи нефти, как заводнение и закачка в пласт углеводородного газа. Сейчас заводнение - один из основных методов разработки нефтяных месторождений, но его возможности офаничены вследствие физики самого процесса. Коэффициент нефтеотдачи при заводнении не превышает 0,3 - 0,5 балансовых запасов в зависимости от пластовых условий. Установлено, что 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. Но при закачке в пласт одного газа возможен его прорыв в добывающие скважины из-за разницы в подвижностях нефти и газа. Прорывы газа снижают эффективность метода. Поэтому целесообразно вместе с газом закачивать в пласт воду. Первоначально метод В Г В представлял собой поочередную закачку в njgacT воды и газа. В некоторых работах предложено закачивать воду и газ в пласт не оторочками, а в виде смеси. Для закачки в пласт используется попутный газ, добываемый вместе с нефтью, или газ, получаемый при разгазировании нефти в процессе ее промысловой подготовки. Применение этого газа для осуществления воздействия на пласт позволяет отказаться от его сжигания на факелах. До настоящего времени используемая при В Г В техника и методики не позволяли достичь высокой рентабельности разработки, поэтому все работы по проведению В Г В офаничивались опытным внедрением. Для успешного применения В Г В требуется провести исследования вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью. Имеющихся опытных данных недостаточно для окончательных выводов о применимости таких смесей. Также необходимо H3t4Hlb иаОичи». пиицсссы насосного БИБЛИОТЕКА оУ^^^:- | оборудования при приготовлении и перекачке смесей с повышенным газосодержанием и разработать схему внедрения В Г В на промыслах. Целью дайной работы является исследование процесса вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовои 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. Основные задачи исследований; 1. размеров Изучение влияния газосодержания и структуры (преобладающих газовых пузырьков) мелкодисперсной водогазовои смеси, приготовляемой струйным аппаратом, на процесс вытеснения. 2. Исследование процесса довытеснения нефти из пласта мелкодисперсными водогазовыми смесями. 3. Оценка применимости различных ПАВ для стабилизации водогазовои смеси. 4. Определение рациональной геометрии проточной части струйного аппарата применительно к технологии В Г В . 5. Исследование характеристик струйного аппарата при работе с подпором в приемной камере применительно к технологии В Г В . 6. Исследование характеристик работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) на мелкодисперсной смеси «вода+газ+ПАВ» применительно к технологии В Г В . 7. Разработка технологической схемы проведения водогазового воздействия применительно к условиям месторождений, Мез оды решения поставленных задач Поставленные задачи решались путем проведения экспериментальных исследований. Автором создан стенд в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина для изучения процесса вытеснения нефти водогазовыми смесями. Исследования технологического -оборудования (струйные аппараты, ЭЦИ) 4 проводились на имеющемся в Р Г У нефти и газа им. И.М. Губкина стенде для испытаний насосов и насосно-эжекторных систем. Научная новизна работы 1. Исследован водогазовой аппаратом. воздействия процесс смесью На вытеснения модели «вода+азот+ПАВ», модели пласта нефти мелкодисперсной приготовляемой показана эффективность струйным водогазового 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 - б раз (от 1-1,5 МПа до 6 - 6,5 МПа) также не влияет на результаты вытеснения. 2. 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 1 1 % по сравнению с заводнением. 3. Проведен анализ П А В , используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренного списка П А В наилучшие результаты получены для Нефтенола-МЛ. 4. Установлена эффективность использования струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы, прирост К П Д струйного аппарата составляет до 8 - 9%. 5. Показана возможность повышения К П Д 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 описагь одной зависимостью. 6. Установлено, что при откачке 5 диспергированных смесей «вода+газ+ПАВ» ЭЦН сохраняет свою работоспособность при газосодержаниях до 40% (давление на входе 1,2 МПа). Практическаи ценность Разработана технологическая схема реализации В Г В на промыслах, в которую входит только отечественное нефтепромысловое оборудование, выпускаемое промышленностью и не используются дорогостоящие и ненадежные компрессоры высокого давления. Результаты диссертационных исследований вошли в отчет по теме договора №61-04 между Р Г У 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 S6й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2002), 1-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО Лукойл (Волгофад, 2002), научной конференции «Молодежная наука йефтегазовому 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 страница, в том числе 15 таблиц и 39 рисунков. Автор выражает свою благодарность научному руководителю - д.т.н., профессору Дроздову А.Н., членам кафедры РиЭНМ и заведующему кафедрой д.т.н. прюфессору Мищенко И.Т., сотрудникам ОАО «РИТЭК» и ОАО «В11ИИнефть» за оказа1Н1ую помощь и ценные советы. СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ Во введении приведена общая характеристика проблемы, обоснованы ее актуальность, цель и основные задачи исследований. В первой главе проанализированы существующие представления о механизме В Г В на нефтяные пласты, приведены наиболее существенные результаты лабораторных исследований, экспериментов по промысловому внедрению В Г В . Всеми авторами отмечена возможность существенного увеличения коэффициента нефтеотдачи при использовании водогазового воздействия по сравнению с заводнением и закачкой газа. Но, несмотря на все преимущества В Г В , существующие технологии не позволяют широко использовать его на промыслах, все попытки промышленного внедрения не вышли за пределы опытно-промышленной эксплуатации. Это касается как недостаточной изученности процессов, происходящих в пласте, так и сложности насосно-компрессорного оборудования, используемого для получения и закачки в пласт водогазовых смесей. Большой вклад в изучение водогазового воздействия на нефтяные пласты внесли Иванишин B.C., Лискевич Е.И., Лысенко В.Д., Максутов Р.Л,, Михайлов Д Н., Михайлов Н.Н., Островский Ю.М., Пияков Г.Н., Степанова Г С , Фаткуллин Л.Д.; процессы, происходящие в пласте изучали, Ковалев А.Г., Оноприенко В.П., Эфрос Д А . и другие. Исследованиями работы струйных аппаратов и насосного оборудования занимались Аркадов Ю.К., Дроздов А.Н., Зингер Н.М., Лямаев Б.Ф., Максутов Р.А., Мищенко И.Т., Соколов Е.Я., и многие другие. Преимущества использования водогазового воздействия для повышения нефтеотдачи пластов известны уже давно. Эта технология стала следующим этапом развития газовых методов увеличения нефтеотдачи. Закачка в пласт газов высокого давления характеризуется большим значением коэффициента вытеснения и одновременно малым охватом пласта воздействием. Поэтому было предложено регулировать 1юдвижность газовой фазы закачкой воды вместе с газом, то есть перейти от газовых к водогазовым методам. Еще в начале 1970-х годов коллективом института «Укргипрониинефть» были 7 проведены исследования, показавшие высокую эффективность этого метода. Коэффициент вытеснения нефти составил 73 - 7 5 % при совместной закачке воды и углеводородного газа против 5 5 % при заводнении. Дальнейшие исследования подтвердили эти данные. Попытки промыслового внедрения В Г В выявили проблемы, которые до сих пор остаются нерешенными. Закачка водогазовых смесей в пласт через нагнетательные скважины требует высоких давлений на выходе из насосно-компрессорного используемое оборудования. Если насосное оборудование, в системе поддержания пластового давления, позволяет развивать достаточные давления при закачке воды, то существуюи(ие компрессорные станции высокого давления для закачки газа громоздки, трудоемки в обслуживании и малонадежны. Осложняет ситуацию необходимость использования большого числа компрессорных установок при крупномасштабном внедрении ВГВ. Предложенные эжекторные технологии получения и закачки водогазовых смесей также имеют ряд недостатков: (поверхностное сравнительно небольшие расположение давления эжектора) и нагнетания сложность смеси регулировки параметров смеси (эжектор в скважине). В то же время существует принципиальная схема насосно-эжекторной технологии В Г В , предложенная Дроздовым А.Н. и Фаткуллиным А.А. (рис.1.). Водогазовое воздействие на пласт осуществляю г следующим образом. Проводят закачку нагнетательные созданной скважины 2 эжектором и добавку 1 в водогазовой смесь смеси в пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ). Для этого силовым насосом 4 по линии нагнетания воды 9 подают воду в рабочее сопло эжектора I. При истечении воды через рабочее сопло создаётся разрежение в приём1юй камере эжектора 1, куда инжектируется газ по линии 10. Одновременно с этим по линии 11 в приёмную камеру эжекгора I [|одаю1ся пенообразующие П А В из ёмкости 5. В проточной части эжектора 1 происходит смешивание потоков и образование водогазовой смеси. > МЛ 'I ВОДОГАЗОВАЯ СМЕСЬ Рис. 1. Принципиальная схема технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты На выходе из эжектора 1 водогазовая смесь имеет некоторое повышенное давление, которого, однако, недостаточно для закачки смеси в нагнетательные скважины 2. Поэтому после эжектора 1 смесь дожимают насосом 3 и закачивают её по линии 12 в нагнетательные скважины 2. Чтобы избежать снижения рабочей характеристики насоса 3 из-за вредного влияния свободного газа, содержание газа в смеси на входе в насос pax поддерживают не выше критического газосодержания бескавитационной работы насоса р.р на водогазовой смеси и регулируют изменением подачи газа эжектором I, используя задвижку 8 на линии подачи газа i 0. Критическое газосодержание бескавитационной работы насоса р,р на водогазовой смеси регулируют путём изменения пенообразующих свойств смеси или путём изменения давления на приёме насоса 3 давления воды, нагнетаемой изменением по линии 9. Пенообразующие свойства водогазовой смеси повышают увеличением концентрации поверхностноактивных веществ и/или добавкой П А В с более высокой пенообразующей способностью. Увеличение концентрации П А В достигают повышением подачи П А В в эжектор 1 по линии 11 с помощью (зегулируемой задвижки 7, а их добавку производят заливкой их в ёмкость S. Эти решения позволяют исключить вредное влияние свободного газа на работу дожимного насоса 3 и достичь высоких давлений нагнетания смеси, необходимых для эффективной реализации водогазового воздействия. При всех очевидных преимуществах этой схемы в ней остается много неясных и неизученных моментов. На основе анализа этой принципиальной технологической схемы и были сформулированы основные задачи вытеснения нефти исследований, перечисленные выше. Вторая глава мелкодисперсными посвящена изучению водогазовыми смесями процесса типа «вода+азот+ПЛВ» (в качестве П А В использован Нефтенол-МЛ в концентрации 0,1%) на моделях пласта и определению оптимальных параметров смеси. Основными вопросами при проведении этих исследований являлись: - изучение влияния газосодержания мелкодисперсной смеси «вода+азот+ПАВ» на процесс вытеснения нефти как в условиях начальной, так и при конечной нефтенасыщенности (после заводнения); - исследование влияния дисперсности водогазовой смеси и давления на вытеснение; - подбор П А В для стабилизации водогазовой смеси. Для проведения исследований был создан экспериментальный стенд, позволяющий получать мелкодисперсные водогазовые смеси и закачивать их в модель пласта при контроле размеров пузырьков газа и газосодержания смеси. Наблюдение за структурой смеси ведется через камеры с прозрачными вставками и микроскоп, для фиксации структуры используется фотоаппарат. В качестве смесителя использован специально сконструированный струйный аппарат малых размеров. В качестве баювых экспериментов проведено вытеснение модели нефти водой и газом. По результатам испытаний установлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси (от 0,30 до 0,70), в которой коэффициент вытеснения максимален (рис.2). Коэффициент вытеснения при заводнении составил 5 3 % (вытеснение водой) и 60% (вытеснение смесью воды и П А В ) , при закачке газа - 46%, при водогазовом воздействии в отимальной области газосодержаний - 74 - 75%. Проведено две серии экспериментов - при 10 низких (1 - 1,5 МПа) и при высоких давлениях (6 - 6,5 МПа). Отмечена хорошая сходимость данных, полученных при разных давлениях (см. рис. 2). 1.0 0,7 о,в 0.5 -;>-Данные РГУ па низких давлениях 0.4 • Даниьм РГУ на высоких давтниях 0.3 -«-Данные УкрНИИПНД -•-Данные ТомскНИПИнефть 0.2 А Данные РГУ-довытеснение 0,1 0.0 0.0 0,1 0.2 О,} 0.4 0,5 0,6 Гаэосодержание =F 0,7 О,* 0.9 1.0 Рис 2. Зависимости коэффициен1а вытеснения от газосодержания водогазовой смеси Т а к ж е на рис. 2 проведено сопоставление результатов, разными авторами при разных условиях полученных эксперимента (данные УкргипроНИИнефть, Т о м с к Н И П И н е ф т ь ) с данными, полученными в РГУ нефти и газа и м . Губкина автором данной работы. В с е м и авторами отмечено наличие области оптимальных газосодержаний смеси, которой соответствует максимальное значение коэффициента вытеснения. Границы этой области лежат в пределах газосодержаний от 0,2 - 0,3 (левая граница) до 0,7 - 0,8 (правая граница). значения В результатах коэффициента ТомскНИПИнефть вытеснения. Возможно, получены это вызвано меньшие тем, что вытеснение водогазовой смесью проводилось после заводнения. Авюром показана также эффективность довытеснения нефти водогазовой смесью после заводнения, увеличение коэффициента вытеснения составляет 11% (рис. 3), однако, итоговые значения коэффициента вытеснения ниже, чем в случае применения В Г В с начала разработки. Проведена оценка влияния давления, II при котором проводится вытеснение, и преобладающего размера пузырьков газа на вытеснение. Увеличение давления в 4 - 6 раз (от 1,0 - 1,5 МПа до 6,0 - 6,5 МПа) и уменьшение диаметра пузырьков газа в 6 - 8 раз (от 550 - 800 при низких давлениях до 70 - 120 мкм при высоких давлениях) за счет изменения рабочего давления и геометрии струйного аппарата незначительно влияют на вытеснение (см. «Данные при высоких давлениях» на рис. 2.). Это показывает, что в пласте структуру водогазовой смеси формирует сама пористая среда, причем структура смеси в пласте практически не зависит от дисперсности закачиваемой смеси. 1 0,8 1 Коэффициент вытеснения 1 0.7 г'' -*- вьпгеснение водой '•' В Г В 0,3 0.1 -^вытеснение — - • по < 0.0 1,0 раство|ЮМ ПАВ + В Г В ! -2.0 3.0 с)бъ*м прокачки, Vnop 4,0 5,0 1 6,0 ~ 1 7,0 1 6.0 Рис. 3. Динамика довытеснения модели нефти волоозовой смесью после различных видов заводнения. Проведен анализ П А В , используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренного списка П А В наилучшие результаты гюлучены для Нефтенола-МЛ (рис. 4). Этому П А В соответствует наиболее интенсивный процесс вытеснения и наименьший объем прокачки. Все эксперименты по анализу П А В проводились в оптимальной области газосодержаний. В третьей главе рассмотрены рабочие процессы насосного оборудования применительно к технологии водогазового воздействия и 0.8 Коэффициент вытеснения ■ * _ о — " ^ 0.7 • ]—1 * ** 0,6 0.5 -<- Сульфонол-П ОА -ш- Нефтенол-МЛ 0.3 -Аг Eniulbreake-3ie 0.2 0,1 Объем прокачки, Vnop 0.0 1 10 12 Рис 4 Динамика вытеснения керосина водогазовой смесью с использованием разных ПАВ для стабилизации смеси. рассмотрена схема внедрения водогазового воздействия на промысле. В комплекс наземного насосного оборудования входят струйный аппарат, образующий мелкодисперсную водогазовую смесь, и дожимной насос, повышающий давление смеси до необходимого для ее закачки в пласт значения. При откачке газа жидкостью рекомендуется выбирать камеру смешения эжектора длиной 30 ее диаметров. Это приводит к увеличению размеров эжектора и сложностям при его изготовлении и монтаже. По имеющимся данным Ю.К. Аркадова, длину камеры смешения можно уменьшить, применив перфорированные насадки на рабочее сопло. В соответствии с этими данными были рассчитаны и изготовлены насадки на рабочее сопло. Испытания проводились на стенде, созданном на кафедре РиЭНМ Р Г У нефти и газа им. И.М. Губкина. Диаметр рабочего сопла эжектора равен 5 мм, диаметр камеры смешения экспериментах равнялась 14 мм. Длина камеры смешения в 10, 20 и 30 ее диаметрам. Для сравнения исследовалась работа эжектора без насадка. Зависимости относительного безразмерного перепада давлений и К П Д от коэффициенга инжекции для эжекторов с насадками и без них приведены на рис. S и 6. Как видно из приведенных зависимостей, эжектор с насадками при любой длине камеры смешения работает хуже, чем аналогичный эжектор без насадков: при использовании насадков снижается как коэффициент инжекции, так и КПД. 25 ^ Рис 5 Зависимоеги ошосительного безразмерною иерепададавлеиийог коэффициенга инжекции Длина камеры смешения IО (1), 20 (2), 30 (3) калибров, 30 калибров без насадка (4). Коэффициент инжекции равен и, = Q/Qp^ где Q^,c - расход жидкости через рабочее инжектируемого газа в условиях приемной камеры. сопло, Q,. расход о 0.5 1 1,5 2 2.5 Рис. 6. Зависимости КПД от коэффициента иижекции. Обозначения те же, что на рис. 5. Относительный безразмерный перепад давления равен dP. dP„ Р-Р., Р -Р где Л - давление смешанного потока, Я „ - давление в приемной камере, Р,, - давление рабочей жидкости перед соплом. К П Д струйного аппарата равен: dP. и *'- КПД = "" dP i-f^dP.. и = 1 jU(P)dP "Р Р, среднеинтегральныи где '■'■'Р- Р -Р коэффициент инжекции по газу. Т а к ж е б ы л испытан струйный аппарат с рабочими соплами некруглой формы (квадрат, треугольник и крест) и, для сравнения, эжектор с круглым соплом эквивалентного диаметра (9 мм). Площади сечений всех рабочих 15 сопел одинаковы. Интенсивность перемешивания сред в струйном аппарате зависит от площади контакта сред, которая определяется периметром проходного сечения рабочего сопла. наименьший периметр имеет круг, Из всех фит^р равной площади может увеличиться коэффициент инжекции и КПД эжектора. Результаты испытаний приведены на рис. 7 и 8. О 0.5 1 1,5 2 2,5 3 Рис 7 Зависимое ги относительно! о безра'>мерно| о перепада давлений от коэффициен га инжекции для эжектора с соплами пекруглой формы круглой (I), крестообрапюй (2, 3), кнааратной (4, 5), 1реу|ольной (6). О 0,5 1 1,5 2 2.5 3 Рис.8. Зависимосш КПД ог коэффициеппа инжекции для зжскюра с соплами пекруглой формы. Обозначения ie же, чю па рис 7. 16 Наилучшие результаты соответствуют рабочему соплу крестообразной формы. В рассматриваемой схеме реализации водогазового воздействия газ поступает от добывающих скважин или, как вариант, из газосепараторов участка подготовки нефти. Давление во всех этих источниках обычно выше атмосферного, поэтому в приемной камере струйного аппарата также будет избыточное давление. Необходимо исследовать характеристики эжектора в этих условиях. Кроме того, потери давления рабочего потока, которые используются для увеличения скорости, а затем и давления инжектируемой среды, могут снизиться за счет меньшего перепада давлений между рабочим и инжектируемым потоками. Эти эксперименты были проведены на том же стенде, их результаты представлены на рис. 9. При подпоре в приемной камере эжектора (избыточное давление 0,2 МПа) отмечены увеличение коэффициента инжекции и рост К П Д почти в 2 раза. 04 -"^ 0.35 ^ . v ^ 0.3 ■ 0.15 • 0.1 0.05 ■ Oi О ]'f /ч 'Пк 0,250,2- кпд% АР. 0.45 ■ ^^ ^^"v. Qi /7Г^ Jr 1 ^Ч^^ / ! 1 0.5 •01 40 •*-2 - 35 -D-3 ■ 30 -*-4 25 ■ 20 15 ^*^::-^^"^'Ч.Ч "^---О" 11 , 1 1.5 Г^ 2 10 5 ' 1 0 2.5 Рис. 9. Зависимости относительного безразмерного перепапа давлений и КПД от среднеинтегрального коэффициента ннжекции при и1бы10чном давлении и ра1режснии в приемной камере струйного annapuia. 17 Также видно, что характеристики эжектора при работе с подпором и разрежением отличаются в приемной между камере в собой. Сделан среднеинтефальных вывод, что работу координатах эжектора при разрежении и избыточном давлении на приеме нельзя описать одной зависимостью. В описываемой офаниченного схеме давления ВГВ на дожимной выходе насос из эжектора. необходим Этого из-за давления в большинстве случаев недостаточно для закачки смеси в пласт. Полученную водогазовую смесь необходимо дожимать до нужных давлений. Наиболее подходят для этого насосы центробежного типа, имеющие высокие давления закачки, постоянную во времени подачу, небольшие габаритные размеры, удобные при доставке и в монтаже, простые в обслуживании и экономичные. Основная сложность использования насосов центробежного типа необходимость перекачки перекачиваемой газожидкостной среде свободного газа смеси (ГЖС). негативно Наличие влияет на в работу центробежных насосов, причем увеличение количества свободного газа в смеси приводит возникновения количествах к все большему и развития свободного ухудшению искусственной газа насос работы кавитации. еще может насоса При из-за небольших работать, но при газосодержании свыше 20 - 2 5 % насос перестает перекачивать жидкость. В условиях проведения В Г В насос должен работать при более высоких газосодержаниях смеси. Для снижения вредного влияния свободного газа на работу насоса в водогазовую смесь можно добавить пенообразующие поверхностно- активные вещества ( П А В ) , которые затрудняют слияние пузырей газа в крупные газовые каверны, повышая критическое газосодержание, при котором наступает характеристики срыв работы подачи насоса. Необходимо электроцентробежного насоса на исследовать создаваемой эжектором газожидкостной смеси «вода+газ+ПАВ» с большим количеством свободного газа применительно к технологии В Г В . 18 Ож, л/с Рис 10 Зависимости давления, развиваемого насосом, от подачи при различных газосодержаииях: 1 - 40%, 2 - 30%, 3 - 20%, 4 - 10%, 5 - без газа, 6 - 50%. 180 ^|нср. м| О 0.5 1 1,5 2 2.5 3 Рис. 11 Среднеинтегральные характеристики работы насоса на газожндкостной смеси при газосодержаниях: I - 10%, 2 - 20%, 3 - 30%, 4 - 40%, 5 - 5-%, 6 - без газа. Подача насоса по воде незначительно зависит от изменения давления, но подача по газу сильно изменяется в зависимости от давления, причем в каждом поперечном сечении насоса значение подачи по газу будет отличаться от значений для предыдущего и последующего сечений из-за непрерывного изменения давления по длине насоса. Поэтому целесообразно ввести понятие срсднеинтегральной подачи насоса: I» выл 'ex И„ где /*„, Я.„х - соответственно давления на входе в насос и на выходе из него, Q(P) - зависимость расхода смеси от давления. Напор, развиваемый насосом при работе на Г Ж С , также зависит от давления. Поэтому вводится понятие среднеинтегрального напора насоса Н^^ - это напор, соответствующий работе насоса при подаче, равной Qi,^. Испытания электроцентробежного насоса проводились на стенде Р Г У нефти и газа им. И.М. Губкина. Испытывался насос ЭЦН-125-130 (сборка из 26 ступеней), в качестве П А В использовался Дисолван-4411 в концентрации 0,05%. График зависимости давления насоса от подачи жидкости при различных газосодержаниях приведен на рис. 10, а зависимость между среднеинтегральными напором и подачей - на рис. 1 ! . Экспериментально установлено, что при работе насоса на смеси «вода+ПАВ+газ» максимальное газосодержание, соответствующее устойчивой работе насоса, составляет около 30%, причем насос сохраняет свою работоспособность до газосодержания 40%. Но при газосодержаниии 40% характеристики работы насоса существенно снижаются, искусственная (газовая) кавитация заметно влияет на его работу. Принципиальная схема технологии водогазового воздействия (см. рис.1.) по ряду причин не может быть реализована на любых месторождениях. В случае реализации технологии водогазового воздействия требуется одновременно откачивать большое количество газа, чтобы получать водогазовую смесь с необходимым газосодержанием, и иметь высокие давления на выходе из струйного аппарата, чтобы получить высокие давления нагнетания смеси на выходе из всей установки, так как дожимной насос может повысить давление смеси на определенную величину. Схема реализации такой технологии получения и закачки водогазовой смеси приведена на рис. 12. 20 продукция добывающих скважин Рис 12. Схема реализации технологии водогаэового воздействия на нефтяных месторождениях. I - эжектор второй ступени, 2 - нагнетательная скважина, 3 и 4 - насосы, S - ёмкость с ПАВ, 6, 7 и 8 -задвижки, 9 - линия нагнетания воды, 10 - газовая линия, 11 - линия подачи ПАП, 12 -линия |акачки смеси, 13 -дозировочный насос, 14-входной коллектор, 15|рсхфа1ный cciiupaiop, 16 - нефтепровод, 17 - водовод, 18 - газопровод, 19 - насосноэжск I ириоя установка первой ступени, 2U - эжектор первой ступени, 21 - силовой насос эжектора первой ступени, 22 - газоводяной сепаратор, 23 - подкачивающий насос. Поступающая по линии 14 скважинная продукция в сепараторе 15 разделяется на нефть, газ и воду. Нефть по линии 16 поступает в нефтепровод. Газ на выходе из сепаратора 15 дожимается струйным компрессором 19. Струйный компрессор работает следующим образом. 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 газоводяной сепаратор 22, где происходит отделение газа от воды. Газ под некоторым повышенным давлением идет на прием основного эжектора 1, а вода по линии 17 подается на прием подпорного насоса 4 и затем по линии 9 в рабочее сопло эжектора 1. Количество газа на приеме струйного аппарата 1 регулируется задвижкой 8. По линии 11 насосом 13 из емкости 5 в рабочую воду добавляются пенообразующие П А В . Полученная в эжекторе 1 водогазовая смесь дожимается до необходимого давления насосом 3 и по линии 12 закачивается в нагнетательные скважины 2. Таким образом, проведенные исследования снимают ряд важных вопросов по реализации технологии В Г В и позволяют успешно внедрить этот метод на нефтяных месторождениях. ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 1. Исследовано влияние газосодержания мелкодисперсной водогазовой смеси (вода+Нефтенол-МЛ+азот) на эффективность вытеснения и выявлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси, соответствующих максимальному коэффициенту вытеснения. При газосодержании смеси от 0,30 до 0,70 значение коэффициента вытеснения не зависит от газосодержания, максимально и составляет около 74% против 50% при заводнении. Установлено, что давление и структура водогазовой смеси практически не влияют на вытеснение (при размерах пузырьков газа от 70120 до 550-800 мкм и давлениях от 1 - 1,5 МПа до 6 - 6,5 МПа). 2. Установлена эффективность внедрения В Г В на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования водогазового воздействия составляет до 11 % . 3. Выявлена эффективность использования струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы, прирост КПД струйного аппарата с крестообразным соплом составляет до 8 - 9%. 4. Показана возможность повышения увеличения КПД струйных аппаратов до 40% и более при откачке газа с подпором в приемной камере. Установлено, что работу эжектора с разрежением и подпором на приеме нельзя описать одной зависимостью. 5. Установлена возможность откачки мелкодисперсных водогаэовых смесей центробежными насосами при добавлении в смесь пенообразующих П А В при газосодержаниях до 40%. 6. Разработана схема реализации технологии ВГВ на промыслах, включающая в себя нефтепромысловое оборудование, уже вьшускаемое 22 оборудование. 1■ Часть работ, отраженных в настоящей диссертации, вошла в принятый О А О «НИ ТЭК» отчет по теме договора № 61-04 от 01.01.2004 «Исследование процесса фильтрации водогазовых смесей и разработка технологических схем приготовления и закачки в пласт устойчивых водогазовых эмульсий». Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах: 1. Дроздов осуществления А.Н., Егоров водогазового Ю.А. Подбор воздействия на оборудования нефтяные для пласты. Нефтепромысловое дело, № 5/2005. С. 16-21. 2. Егоров Ю.А. Расчет и промысловые испытания эжекторов для закачки химических реагентов в пласт с целью повышения нефтеотдачи. Материалы 1-й конференции молодых ученых и специалистов ОАО " Л У К О Й Л " . Волгоград, 2001 г. 3. Егоров Ю.А. Разработка эжекторных и насосно-эжекторных систем для подачи реагентов в нагнетательные скважины с целью выравнивания профиля приемистости. - Материалы 56-й Межвузовской студенческой научной конференции. М., 2002 г. 4. Егоров воздействия на Ю.А., Телков нефтяной В.П. пласт. Новая технология Материалы научной водогазового конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». М., 2004 г. 5. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П., Вербицкий B.C., Деньгаев А.В., Ламбин Д.Н. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 1. Территория «Нефтегаз», № 2/2006. 6. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П., Вербицкий B.C., Деньгаев А.В., Ламбин Д.Н. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 2. Территория «Нефтегаз», № 3/2006. 7. Егоров Ю.А,, Телков В.П. Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия на пласт с целью повышения нефгеотдачи. Материалы 3-й Межвуювской конференции молодых ученых и студентов «Молодые - наукам о земле». - М., РГГРУ, 2006. 23 Подписано в печать/^.^.*?' Объем Заказ 195" 119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полифафии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Формат 60x90/16 Тираж 10О Лб>(Р£4 fS^^ -5978
