WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Квыт,% квыт = - 0,0012 - 0,09 + 22,R2 = 0,, мПа·с 0 10 20 30 40 50 60 70 Рис. 3 - Зависимость прироста коэффициента вытеснения нефти от вязкости вытесняемой нефти (коэффициент проницаемости пласта - 0,120,22 мкм2), красные метки соответствуют резко отклоняющимся значениям.

Рис. 4 - Зависимость относительного прироста коэффициента вытеснения нефти от вязкости вытесняемой нефти (коэффициент проницаемости пласта - 0,120,22 мкм2).

Прирост коэффициента вытеснения определяется как разница между конечными значениями коэффициентами вытеснения после ВГВ и заводнения. Относительный коэффициент вытеснения определяется как отношение прироста коэффициента вытеснения после ВГВ к конечному коэффициенту вытеснения, полученному при заводнении. По характеру полученных зависимостей можно сделать вывод о том, что область эффективного водогазового воздействия не ограничивается исключительно коллекторами маловязкой нефти, а может распространяться и на трудноизвлекаемые запасы нефти повышенной вязкости.

После исключения резко отклоняющихся значений (объясняются сильно отличающейся проницаемостью моделей) определены аппроксимирующие зависимости, позволяющие сделать прогноз прироста коэффициента вытеснения при вытеснении нефти вязкостью до 70 мПа·с из пласта со значением коэффициента проницаемости 0,120,22 мкм2.

Показана эффективность вытеснения нефти водогазовой смесью как метода повышения нефтеотдачи после заводнения на насыпных моделях пластов Шумовского месторождения, а затем подтверждена и на керновых колонках (рис. 5-6), при этом использованы рекомбинированные пробы нефти Шумовского месторождения (для Подольского горизонта с вязкостью 18,2 мПа·с и для Сакмарского горизонта с вязкостью 64 мПа·с). Отмечено, что хотя виден значительный прирост коэффициента вытеснения, но он намного ниже, чем в случае применения ВГВ с начала разработки. Все эксперименты по довытеснению проводились водогазовой смесью с газосодержанием из оптимальной области.

Рис. 5 - Зависимость коэффициента вытеснения от объема прокачанного флюида при заводнении и последующем довытеснении нефти водогазовой смесью после заводнения для подольского горизонта (на керне).

Рис. 6 - Зависимость коэффициента вытеснения от объема прокачанного флюида при заводнении и последующем довытеснении нефти водогазовой смесью после заводнения для сакмарского горизонта (на керне).

Итогом этого раздела стало определение эффективности водогазового воздействия при вытеснении нефти повышенной вязкости как с начала разработки, так и после заводнения. Также была определена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси для водогазового воздействия на пласт.

В третьей главе диссертационной работы представлены новые системы с применением насосов и струйных аппаратов, на которые получены патенты РФ. В разделе также приведены расчёты технологических схем для насосно-компрессорной закачки водогазовой смеси для Крапивинского и Южно-Тарасовского месторождений.

Известная принципиальная схема насосно-эжекторной технологии водогазового воздействия (авторы А.Н. Дроздов и А.А. Фаткуллин) не может быть реализована на многих месторождениях. Для реализации водогазового воздействия необходимо одновременно откачивать значительное количество газа, для получения водогазовой смеси с эффективным газосодержанием, а также создавать высокое давление на выходе из струйного аппарата, чтобы получить высокое давление нагнетания водогазовой смеси на выходе из всей системы, чтобы избежать негативного влияния газовой фазы на работу дожимного центробежного насоса. Возникла необходимость развития известной схемы для адаптации к конкретным промысловым условиям.

Разработаны новые технические решения по насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачке водогазовой смеси, отличающиеся более высокими значениями производительности по газу, КПД системы, лучшей защитой дожимного насоса от вредного влияния свободного газа, которые защищены 2 патентами РФ на изобретение (№ 2293178 и № 2315589).

Задачей изобретения, защищенного патентом РФ № 2293178 (рис. 7-8), является повышение эффективности и расширение области применения водогазового воздействия на залежь путём увеличения производительности по газу и КПД при росте давления на приёме струйного аппарата.

Повышение эффективности и расширение области применения системы достигаются тем, что в системе для водогазового воздействия на пласт на линии откачки газа установлен нагнетатель газа. Приём нагнетателя газа подключен к выходной газовой линии трёхфазного сепаратора, а выкидная газовая линия нагнетателя газа сообщена с приёмом струйного аппарата.

Повышение эффективности и расширение области применения системы достигается также тем, что линия подачи воды в подпорный насос сообщена с линией сброса воды трёхфазного сепаратора и/или с водозаборной скважиной. В водозаборной скважине установлен погружной насос. В качестве нагнетателя газа может использоваться компрессорная станция, винтовой мультифазный насос с буферной ёмкостью и циркуляцией жидкости или струйный компрессор, состоящий из трёхфазного сепаратора, дополнительного подпорного насоса, создающего циркуляцию рабочей жидкости в замкнутом контуре, линии отвода конденсата. Циркуляция воды в замкнутом контуре повышает её температуру, что может дополнительно увеличивать нефтеотдачу пласта. Конденсат либо закачивается в пласт (благоприятствует дополнительному вытеснению нефти из породыколлектора), либо в нефтепровод (для снижения вязкости нефти и улучшения её качества), или в линию заправки баллонов.

Рис. 7 - Система для водогазового воздействия на пласт (патент РФ № 2293178), в которой нагнетатель газа - компрессорная станция: 1,3 – центробежные насосы, 2 – струйные аппараты, 4 – нагнетательная скважина, 5 – ёмкость с ПАВ, 6,7,8,9,10,13,14,15 – линии для подачи воды, газа, водогазовой смеси, 11 – трёхфазные сепараторы, 12 – добывающая скважина, 16 – добывающий центробежный насос, 17 – пласт, 18 – водозаборная скважина, 19 – погружной насос, 20 – компрессорная станция.

В качестве дожимного насоса используется многоступенчатый центробежный насос, который может быть расположен горизонтально с приводом от наземного двигателя либо вертикально в шурфе с приводом от наземного двигателя или от погружного двигателя. Для защиты дожимного насоса от вредного влияния газовой фазы в поток воды до струйного аппарата последней ступени вводятся пенообразующие ПАВ, в струйном аппарате вода, газ и ПАВ перемешиваются, создавая мелкодисперсную водогазовую смесь с высокими пенообразующими свойствами.

Рис. 8 - Система для водогазового воздействия на пласт (патент РФ № 2293178), в которой нагнетатель газа - “струйный компрессор”: 1,3,24,26 – центробежные насосы, 2,25 – струйные аппараты, 4 – нагнетательная скважина, 5 – ёмкость с ПАВ, 6,7,8,9,10,13, 14,15,21,27,28 – линии для подачи воды, газа, водогазовой смеси, 11,23 – трёхфазные сепараторы, 12 – добывающая скважина, 16 – добывающий центробежный насос, 17 – пласт, 18 – водозаборная скважина, 19 – погружной насос, 20 – компрессорная станция, – “струйный компрессор”, 29 – баллон для конденсата, 30 – насос для дозирования ПАВ.

Двигатели всех центробежных насосов могут быть сообщены с частотными преобразователями, что позволяет осуществлять плавную регулировку режимных параметров в процессе водогазового воздействия.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет заметно повысить эффективность и расширить область применения водогазового воздействия на залежь путём увеличения производительности по газу и КПД при росте давления на приёме струйного аппарата по сравнению с известными изобретениями.

Задачей изобретения, защищенного патентом РФ №2315589 (рис. 9), является повышение эффективности работы системы для водогазового воздействия на залежь путём интенсивного диспергирования газожидкостной смеси и снижения вредного влияния газа на характеристику дожимного насоса, а также расширение функциональных возможностей системы путем обеспечения нестационарных режимов закачки водогазовой смеси в пласт.

Повышение эффективности достигается тем, что в системе перед входом в дожимной насос последовательно расположены статический смеситель воды и газа, предварительно формирующий структуру смеси, и динамический диспергатор водогазовой смеси.

Рис. 9 - Система для водогазового воздействия на пласт (патент РФ № 2315589): 1 – подпорный насос, 2 – многоступенчатый лопастной насос, 3 – ёмкость с ПАВ, 4 – насос для дозирования ПАВ, 5,6,7,8,15,16,17 - линии для подачи воды, газа, водогазовой смеси, 9 – нагнетательная скважина, 10 – нагнетатель газа, 11 – электродвигатель, 12 – частотный преобразователь, 13 - динамический диспергатор, 14 - статический смеситель, 18,19,20,22, 23, 24, 25, 26, 27, 28 – задвижки, 21 – магнитная муфта.

Динамический диспергатор содержит вращающийся шнек и неподвижную лопаточную решётку на периферии шнека, при этом направление установки лопаток решётки противоположно направлению установки лопастей шнека. Динамический диспергатор и дожимной насос выполнены в виде единого модуля, при этом шнек диспергатора установлен на валу насоса, а лопатки неподвижной решётки диспергатора выполнены в виде винтовой нарезки. Смеситель воды и газа, предварительно формирующий структуру смеси, выполнен в виде пористого фильтра, имеющего форму полого цилиндра. При этом линия подачи воды сообщена с внутренней полостью цилиндра пористого фильтра, линия подачи газа сообщена с внешней поверхностью полого цилиндра пористого фильтра, а внутренний диаметр полого цилиндра пористого фильтра меньше внутреннего диаметра линии подачи воды.

Поток воды с ПАВ поступает во внутреннюю полость цилиндра пористого фильтра. Газ поступает к внешней поверхности полого цилиндра пористого фильтра и далее сквозь него поступает в виде пузырьков в поток воды с ПАВ. В случае меньшего по сравнению с линией подачи воды внутреннего диаметра полого цилиндра пористого фильтра скорость потока увеличивается, что способствует дроблению газовых пузырьков. Так осуществляется предварительное формирование пузырьковой структуры водогазовой смеси. Далее, предварительно подготовленная водогазовая смесь поступает в динамический диспергатор на приёме дожимного насоса. При прохождении смеси через вращающийся шнек и неподвижную лопаточную решётку происходит интенсивное диспергирование предварительно сформированных в смесителе газовых пузырьков с одновременным повышением давления. Пенообразующие ПАВ при этом препятствуют слиянию измельчённых газовых пузырьков, образуя их сольватную “броню”.

Кроме того, в варианте реализации системы дожимной насос состоит из не менее чем двух пакетов ступеней, причём номинальная подача ступеней предыдущего пакета больше, чем номинальная подача ступеней последующего пакета, т.е. дожимной насос является “коническим”.

Мелкодисперсная смесь с высокими пенообразующими свойствами при повышенном давлении поступает в многоступенчатый дожимной лопастной насос, который, не испытывая в таких условиях вредного влияния газа, эффективно закачивает водогазовую смесь под высоким давлением в нагнетательную скважину. Водогазовая смесь с ПАВ при вытеснении нефти из пласта обеспечивает высокий коэффициент нефтеотдачи.

При необходимости осуществляется также регулирование подачи и давления, развиваемого дожимным насосом, путем изменения частоты тока с помощью частотного преобразователя, что приводит к изменению частоты вращения электродвигателя и вала насоса. Герметичная магнитная муфта для передачи крутящего момента от электродвигателя к дожимному насосу позволяет избежать утечек водогазовой смеси в атмосферу по валу насоса.

Важно отметить, что наиболее сильное диспергирование водогазовой смеси, содержащей пенообразующие ПАВ, полностью устраняющее вредное влияние газа на работу дожимного насоса, обеспечивается только при наличии как предварительного формирования пузырьковой структуры в смесителе, так и дальнейшего дробления газовых пузырьков с повышением давления в динамическом диспергаторе. Раздельное использование этих признаков не приносит эффекта.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет повысить эффективность работы благодаря интенсивной диспергации смеси, устраняющей вредное влияние свободного газа на характеристику дожимного насоса, а также расширить функциональные возможности системы за счет реализации нестационарных режимов закачки воды, газа и водогазовой смеси в пласт.

Для промысловых условий разработаны и рассчитаны технологические схемы насосно-компрессорной закачки водогазовой смеси, при этом учтены имеющаяся инфраструктура и оборудование. Так, на Крапивинском месторождении целью внедрения водогазового воздействия стало повышение текущей нефтеотдачи пласта и одновременная утилизация попутного нефтяного газа в соответствии с лицензионным соглашением. Для этого необходимо при закачке водогазовой смеси для обеспечения заданной приёмистости поддерживать давление на забое нагнетательной скважины на том же уровне, что и при нагнетании воды; а также закачивать в пласт водогазовую смесь с газосодержанием 25% в пластовых условиях (на забое нагнетательной скважины № 309 – 16,4%).

В состав системы (рис. 10) вошли: трехфазный сепаратор, винтовой компрессор, 2 струйных аппарата, ёмкость высокого давления (5 МПа), подпорный насос типа ВНН, подпорный насос типа ЭЦН, дожимной насос типа ЭЦН. Подпорный насос (7 на рис. 10) целесообразно объединить со струйным аппаратом второй ступени нагнетания водогазовой смеси (6 на рис. 10) в единый блок для обеспечения безопасности (давление потока воды между этими элементами 38,3 МПа).

Рис. 9 - Технологическая схема насосно-компрессорной технологии ВГВ для скв. Крапивинского месторождения: 1 – трехфазный сепаратор, 2 – винтовой компрессор, 3 – эжектор первой ступени, 4 – ёмкость высокого давления (5 МПа), 5 – подпорный насос первой ступени ВНН8-2000, 6 – эжектор второй ступени, 7 – подпорный насос второй ступени ЭЦН7А-340, 8 – дожимной насос ЭЦНП7-470, 9 – шурф, 10 - нагнетательная скважина.

Аналогичные цели преследовались при расчете технологической схемы реализации водогазового воздействия для Южно-Тарасовского месторождения. В состав системы (рис. 11) вошли: 2 струйных аппарата, ёмкость высокого давления, подпорный насос типа, 2 дожимных насоса.

Для обоих месторождений в смесь перед дожимными насосами центробежного типа добавляются пенообразующие поверхностно-активные вещества (ПАВ), для снижения вредного влияния газовой фазы на их работу.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»