WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]

ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОГАЗОВЫМИ СМЕСЯМИ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Автореферат кандидатской диссертации

 

На правах рукописи

УДК 622.276.344

ДРОЗДОВ НИКОЛАЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

Исследование фильтрационных характеристик

при вытеснении нефти водогазовыми смесями

и разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для водогазового

воздействия на пласт

Специальность 25.00.17 – “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”

 

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

 

 

Москва – 2012

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

Российский государственный университет нефти и газа имени

И. М. Губкина

Научный руководитель:      доктор технических наук, профессор

Михайлов Николай Нилович

Официальные оппоненты:   доктор технических наук, профессор

Хлебников Вадим Николаевич

кандидат технических наук

Рассохин Андрей Сергеевич

Ведущая организация:  Учреждение Российской академии наук Институт

проблем нефти и газа РАН.

Защита состоится «13» марта 2012 г. в 15:00 часов в ауд. 731 на заседании диссертационного Совета Д.208.200.08 по защите диссертаций на соискание учёной степени кандидата технических наук при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский пр-т, 65.

Автореферат размещён на Интернет-сайте Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина www.gubkin.ru «10» ___февраля___2012 г и Министерства образования и науки Российской Федерации www.mon.gov.ru  «10» __февраля__2012

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан «10» __февраля__ 2012 г.

Учёный секретарь диссертационного Совета,

  д.т.н., проф.                                                                                      Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Несмотря на продолжающийся рост добычи нефти, в нефтяной промышленности России сохраняются тревожные тенденции неустойчивого равновесия. Наиболее крупные высокопродуктивные месторождения, обеспечивавшие высокие объемы добычи нефти в прошлые годы, в настоящее время значительно истощены. В общем объеме текущих запасов нефти возросла доля трудноизвлекаемых запасов, с освоением которых во многом связано дальнейшее развитие отечественной нефтяной промышленности. Падает нефтеотдача пластов. Кроме существенного уменьшения коэффициента нефтеотдачи, в последнее время в России одной из важнейших является проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). Наша страна занимает одно из первых мест в мире по объёму сжигаемого на факелах газа. Это наносит серьезный ущерб как экономике и топливно-энергетическому комплексу России, так и экологии. Правительство России приняло 8 января 2009 года Постановление № 7, в котором обязывает недропользователей к 2012 году достичь 95%-ого уровня утилизации нефтяного газа. Но анализ состояния нефтедобывающей отрасли России, объёмов добываемого и сжигаемого газов, выполненный ведущими отечественными учеными А.Г. Гумеровым, С.Г. Бажайкиным, Е.З. Ильясовой, Л.А. Авдеевой, ставит под сомнение достижение 95%-го уровня утилизации нефтяного газа к намеченному сроку.

В этих условиях особую актуальность для российской нефтедобычи приобретает создание эффективной, надёжной и простой в обслуживании инновационной техники и технологий ее применения для различных вариантов утилизации попутного газа, позволяющих обеспечить его 95%-ую утилизацию с полной окупаемостью затрат и получением прибыли.

Одним из перспективных направлений в создании такой техники и технологий является разработка насосно-эжекторных систем для использования попутного газа путем водогазового воздействия (ВГВ) на пласт с одновременным повышением нефтеотдачи.

Интерес к применению технологии ВГВ непрерывно растет. Это вызвано тем, что водогазовое воздействие сочетает в себе положительные стороны таких известных методов добычи нефти, как заводнение и закачка в пласт углеводородного газа.

Однако многие вопросы, связанные с фильтрационными исследованиями процесса водогазового воздействия, в настоящее время остаются нерешёнными. Не изучено, как влияет ВГВ на вытеснение нефти с вязкостью более 98 мПа*с; требует дальнейших исследований влияние смачиваемости коллекторов на эффективность процесса. Проведенные ранее некоторыми авторами экспериментальные исследования по изучению влияния входного газосодержания в смеси на коэффициент вытеснения нефти не отличались достаточной точностью результатов, поэтому встает вопрос о создании нового стенда для изучения параметров вытеснения.

В ряде опубликованных ранее работ предложено совместно закачивать воду и газ с применением насосно-эжекторных систем. Вместе с тем до практического применения на промыслах эти технологии не были доведены из-за недостаточно изученности ряда вопросов для реальных промысловых условий, в том числе с учетом использования существующей инфраструктуры. Следовательно, необходимо разработать новые технологические схемы насосно-эжекторных систем для успешной реализации водогазового воздействия на промыслах.

Целью работы: исследование фильтрационных характеристик вытеснения нефти водогазовыми смесями и разработка технологий водогазового воздействия на пласт с использованием многоступенчатых насосно-эжекторных систем.

Основные задачи исследований:

  1. Создание нового стенда для фильтрационных экспериментов по вытеснению нефти различными рабочими агентами и водогазовыми смесями.
  2. Исследование процесса вытеснения высоковязкой и средневязкой нефти из моделей пласта водой, газом и водогазовыми смесями без ПАВ, а также с добавлением ПАВ и щелочей.
  3. Проведение фильтрационных экспериментов с параметрами моделей, характеризующими как пласт с начала разработки, так и в завершающей стадии разработки в режиме довытеснения остаточной нефти.
  4. Изучение роли смачиваемости путем использования в экспериментах как предварительно экстрагированного, так и не экстрагированного кернового материала.
  5. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт ПК1-7 Русского месторождения с применением многоступенчатых насосно-эжекторных систем.
  6. Разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для утилизации попутного нефтяного газа путем совместной закачки с водой в пласт и стендовые экспериментальные исследования характеристик струйных аппаратов применительно к условиям Самодуровского месторождения.

Научная новизна работы

  1. Экспериментально доказано, что водогазовое воздействие при газосодержании водогазовой смеси 25% существенно повышает коэффициент вытеснения нефти Русского месторождения с вязкостью 217 мПа*с по сравнению с заводнением более чем в два раза. Это позволяет расширить область эффективного применения водогазового воздействия как нетермического метода разработки месторождений высоковязких нефтей по параметру вязкости более чем в два раза по сравнению  с предыдущими исследованиями.
  2. По результатам модельных экспериментов на предварительно экстрагированном и не экстрагированном керновом материале было выявлено, что степень гидрофобизации внутрипоровой поверхности, которая зависит от адсорбции полярных компонентов нефти, значительно влияет на коэффициент вытеснения нефти при реализации водогазового воздействия.
  3. Установлено, что водогазовое воздействие при оптимальном газосодержании эффективно как для гидрофильных, так и для гидрофобных сред. При этом значения коэффициента вытеснения высоковязкой нефти Русского месторождения при водогазовом воздействии для гидрофильного кернового материала примерно в 1,8 раза выше, чем для гидрофобного.
  4. Разработана технология водогазового воздействия с применением моноблочных многоступенчатых насосно-эжекторных систем, позволяющая существенно усовершенствовать сами системы и процесс закачки водогазовых смесей в нагнетательные скважины.
  5. Предложен способ работы многоступенчатой насосно-эжекторной системы с периодической эксплуатацией одной из ступеней сжатия и непрерывной эксплуатацией остальных ступеней, обеспечивающий успешную адаптацию системы к изменяющемуся в несколько раз расходу газа от текущего до максимального значения.

Практическая ценность

Результаты диссертационных исследований вошли в отчеты по договорам РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина  № ТНМ-0272/09 / 98-09  с ОАО «ТНК-ВР» «Фильтрационные исследования по вытеснению нефти водогазовыми смесями для условий Русского месторождения», № ТНМ-0156/09 с ОАО «ТНК-ВР» «Расчетно-экспериментальные исследования для подготовки оптимальной конструкции насосно-эжекторного комплекса применительно к условиям Русского месторождения», № 77-10 с НГДУ «Сорочинснефть» ОАО «Оренбургнефть» «Разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для утилизации попутного нефтяного газа путем совместной закачки с водой в пласт, фильтрационные исследования и стендовые экспериментальные исследования характеристик струйных аппаратов применительно к условиям Самодуровского месторождения».

Разработанные технологии водогазового воздействия с применением многоступенчатых насосно-эжекторных систем на Русском и Самодуровском месторождениях приняты к внедрению и будут реализованы в 2012-13 годах.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались:

на восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 2009);

на VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», посвящённой 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2010);

на 8-ой Международной  практической конференции и выставке «Механизированная добыча 2011» (Москва, 2011);

на совещаниях в ОАО «ТНК-ВР» и НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 127 наименований. Общий объём работы –  168 страниц, в том числе 8 таблиц  и 39 рисунков.

Автор выражает свою искреннюю благодарность научному руководителю – д.т.н., профессору Михайлову Н.Н., членам кафедры Р и ЭНМ и заведующему кафедрой д.т.н., профессору Мищенко И.Т. за оказанную помощь и ценные советы.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первой главе выполнен анализ литературных источников о водогазовом воздействии на пласт и поставлены задачи исследований.

Различные технологии водогазового воздействия (ВГВ) за последние десятилетия были применены почти на ста месторождениях мира, как за рубежом, так и в нашей стране. Коэффициент успешности применения ВГВ в зарубежной практике превышает 90% (Christensen J.R., Ma T.D., Pascual M., Shi W., Skauge A., Stenby E.H., Stensen J.A., Stoisits R.F., Righi E.F., Rugen J.A., Youngren G.K. и др.).

Отечественными учеными (Алексеев Д.Л., Афанасьев И.С., Бураков Ю.Г., Вафин Р.В., Владимиров И.В., Гужов Н.А., Гусев С.В., Егоров Ю.А., Ефремов Е.П., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Зарипов М.С., Зацепин В.В., Зубарев В.В., Иванишин В.С., Кокорев В.И., Крючков В.И., Ибатуллин Р.Р., Лискевич Е.И., Лысенко В.Д., Макатров А.К., Максутов Р.А., Мамлеев Р.Ш., Михайлов Д.Н., Муслимов Р.Х., Ненартович Т.Л., Николаев В.А., Островский Ю.М., Пасынков А.Г., Пияков Г.Н., Петраков А.М., Рассохин С.Г., Рассохин А.С., Романов Г.В., Сахабутдинов Р.З., Степанова Г.С., Сургучев М.Л., Сургучев Л.М., Телин А.Г., Телков В.П., Тер-Саркисов Р.М., Трофимов А.С., Уляшев В.Е., Хисамов Р.С., Хлебников В.Н., Чубанов О.В., Чумиков Р.И., Шувалов А.В. и др.) также проведены исследования, показавшие, что в осложнённых горно-геологических условиях одним из наиболее перспективных методов повышения углеводородоотдачи пластов является водогазовое воздействие.

Как следует из анализа литературных данных, в области лабораторных исследований водогазового воздействия на пласт имеется ряд нерешённых проблем. В опубликованных источниках имеются противоречия относительно того, можно ли достичь при водогазовом воздействии на залежь вязкой нефти высоких значений коэффициента вытеснения. Не изучено, как влияет ВГВ на вытеснение нефти с вязкостью более 98 мПа*с, недостаточно исследовано влияние смачиваемости коллекторов на эффективность процесса, необходимо создание нового стенда для изучения параметров вытеснения в лабораторных исследованиях.

Эти фильтрационные исследования целесообразно проводить для условий вытеснения средневязкой нефти Самодуровского месторождения и высоковязкой нефти Русского месторождения, поскольку на данных объектах компании ОАО «ТНК-ВР» стоит проблема утилизации попутного нефтяного газа, решить которую можно путем водогазового воздействия с одновременным повышением нефтеотдачи.

Далее в первой главе приведён также анализ технологий и технических средств, используемых для реализации водогазового воздействия. Компрессорные технологии ВГВ требуют приобретения импортного оборудования, огромных капитальных вложений на начальной стадии обустройства и значительных эксплуатационных затрат в процессе воздействия. Помимо компрессорных станций, необходимо сооружение установок подготовки газа.

В нашей стране имеются примеры использования для ВГВ не компрессорных станций, а бустерных систем, не требующих, в отличие от компрессоров, тщательной подготовки газа.  Однако применение сложных по конструкции объёмных бустерных насосов-компрессоров (насосно-бустерных  установок) для целей ВГВ невозможно без создания высоких давлений газа на приёме и тоже является дорогостоящим мероприятием. Кроме того, бустерными насосами трудно обеспечить высокую производительность, необходимую для реализации ВГВ на всем месторождении в целом, а не на маленьком опытном участке. Явление гидратообразования при бустерной закачке существенно осложняет процесс воздействия.

В этой ситуации весьма привлекательным вариантом решения может оказаться использование струйной техники, в частности, насосно-эжекторных систем (Дроздов А.Н., Фаткуллин А.А., Хабибуллин А.Р., Матвеев Г.Н., Ипанов А.С., Егоров Ю.А., Телков В.П., Красильников И.А. и др.). Однако проведенных исследований по разработке подобных систем для водогазового воздействия в настоящее время выполнено недостаточно, и до их практической реализации дело не дошло. Поэтому необходима разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для утилизации попутного нефтяного газа с помощью водогазового воздействия для условий Русского и Самодуровского месторождений.

Вторая глава посвящена фильтрационным исследованиям вытеснения высоковязкой и средневязкой нефти водогазовыми смесями на насыпных моделях с применением предварительно экстрагированного по ОСТ 39-195-86 и не экстрагированного кернового материала.

С целью обеспечения условий эксперимента требованиям ОСТ 39-195-86, а также повышения точности измерений в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина был создан новый стенд для фильтрационных исследований процесса вытеснения нефти водой, газом и водогазовыми смесями.

Вытеснение нефти водой и газом проводили в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 с предварительным созданием водонасыщенности и нефтенасыщенности моделей в требуемых пределах.

При моделировании водогазового воздействия с использованием изовискозных моделей нефти вытеснение производится смесями «вода-азот» и «вода-азот-ПАВ». В экспериментах использовали пластовые воды Русского и Самодуровского месторождений. Азот применяли в качестве модели газа при несмешивающемся вытеснении. В качестве ПАВ использовали НЕФТЕНОЛ ВКС-Н, его концентрация в воде составляла 0,5%.

По результатам экспериментов определяли значения коэффициента вытеснения нефти и количества прокачанных поровых объемов.

Насыпная модель представляет собой металлическую трубу длиной 230 мм и диаметром 40 мм с внутренней кольцевой насечкой, заполненную мелкозернистым песком при постоянном уплотнении этого песка.

Для моделирования пласта ПК1-7 Русского месторождения применяли дезинтегрированный керновый материал.

Русское месторождение имеет сложное геологическое строение. Продуктивные толщины сеноманских отложений (пласты ПК1-7) сложены неоднородными и слабосцементированными песчано-алевролитовыми породами с высоким содержанием глинистого материала. Нефтяная оторочка на всей площади имеет контакт с подстилающей водой, на 70% площади – с газовой шапкой. Нефть является тяжелой и высоковязкой (217 мПа*с в пластовых условиях).

Пластовое давление в нефтяной оторочке пласта ПК1-7 Русского месторождения составляет 7-9,4 МПа, давление насыщения – 6,7 МПа, газовый фактор – 21,04 м3/т, пластовая температура – 13-200С, плотность пластовой воды – 1020 кг/м3, среднее значение проницаемости по газу 0,5-0,6 мкм2 при разбросе величин проницаемости по пласту ПК1-7 от 0,1 до 2 мкм2. Попутный газ Русского месторождения сухой и состоит практически полностью (на 99,2%) из метана.

На насыпных моделях пласта Русского месторождения были проведены эксперименты по закачке воды, газа и водогазовых смесей при различных газосодержаниях без ПАВ и с добавкой пенообразующего ПАВ. Был также проведён эксперимент с добавкой щёлочи. Значения проницаемости по азоту насыпных моделей, которые готовили из кернового материала Русского месторождения, составляли 0,51-0,98 мкм2. Применение в опытах насыпных моделей, а не керновых колонок, было обусловлено тем, что керны Русского месторождения слабо сцементированы, и рассыпаются при установке их в манжету кернодержателя. Поскольку разработка Русского месторождения ещё не начата, в лабораторных исследованиях осуществляли закачку водогазовых смесей в нефтенасыщенные модели, что соответствует применению водогазового воздействия на начальной стадии разработки. 

Первую серию экспериментов проводили в соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 на предварительно экстрагированном перед фильтрационными исследованиями керновом материале. Скорости фильтрации составляли от 0,7 до 1,04 м/с. В насыпных моделях создавали начальную нефтенасыщенность порядка 60-85%, что соответствовало пластовым условиям.

На рис. 1 и 2 показана динамика изменения градиента давления, коэффициента вытеснения Квыт и коэффициента остаточной нефтенасыщенности от количества прокачанных поровых объемов насыпной модели пласта при вытеснении нефти водой и водогазовой смесью без ПАВ с газосодержанием 25% в пластовых условиях. По сравнению с заводнением при закачке водогазовой смеси была достигнута существенно более высокая величина коэффициента вытеснения (77,4% против 46%).

Рис. 1. Динамика вытеснения нефти Русского месторождения водой (с предварительным экстрагированием кернового материала по ОСТ 39-195-86).

Как показали стендовые исследования, выполненные в диапазоне газосодержаний от 0 до 100%, наименьшее значение коэффициента вытеснения Квыт наблюдается при вытеснении газом (27,1%), а наивысшее – при вытеснении водогазовой смесью с газосодержанием 25% и пенообразующим ПАВ (80,6%).

В дальнейшем были проведены эксперименты при вытеснении нефти водогазовой смесью с щёлочью, которые показали, что добавка щёлочи практически не влияет на величину итогового значения коэффициента вытеснения при одинаковом газосодержании смеси. Однако, при относительном объёме закачки около одного порового объёма значения Квыт несколько выше, чем при нагнетании водогазовой смеси без щелочи.

Рис. 2. Динамика вытеснения нефти Русского месторождения водогазовой смесью с газосодержанием 25% (с предварительным экстрагированием кернового материала по ОСТ 39-195-86).

Результаты вытеснения нефти при закачке оторочек воды и газа показали, что для условий Русского месторождения данная технология, хотя и позволяет добиться существенного прироста коэффициента вытеснения по сравнению с обычным заводнением, но полученные значения Квыт ниже по сравнению с достигнутыми параметрами при совместной закачке воды и газа. Большое влияние на процесс ВГВ может оказывать смачиваемость применяемых моделей пласта, что, к сожалению, недостаточно изучено в настоящее время. В соответствии с требованиями ОСТ 39-195-86 перед проведением фильтрационных исследований проводится экстрагирование кернового материала, приводящее к изменению смачиваемости. Поэтому в дальнейшем были проведены исследования на не экстрагированных предварительно насыпных моделях, и их результаты были сопоставлены с данными, полученными на предварительно экстрагированном керновом материале по ОСТ 39-195-86. Это позволило выявить зависимости коэффициента вытеснения нефти при заводнении и реализации водогазового воздействия от степени гидрофобизации внутрипорового пространства.

График, отражающий динамику вытеснения нефти водой из не экстрагированного образца, показан на рис. 3. Из него видно, что конечный коэффициент вытеснения значительно ниже аналогичного показателя для экстрагированного образца (см. рис. 1) при близких свойствах насыпной модели пласта, на которой проводились данные эксперименты. Это обусловлено влиянием степени гидрофобизации внутрипорового пространства на фазовые проницаемости насыщающих его флюидов и в итоге на динамику вытеснения и конечное значение коэффициента извлечения нефти.

Рис. 3. Динамика вытеснения нефти Русского месторождения водой (без предварительного экстрагирования кернового материала).

Динамика вытеснения нефти из не экстрагированного образца водогазовой смесью с входным газосодержанием 25% представлена на рис. 4. Хорошо виден прирост коэффициента вытеснения по сравнению с традиционным заводнением.  Фильтрационные исследования вытеснения нефти из не эстрагированных образцов водогазовыми смесями были проведены впервые и с помощью полученных результатов можно строить прогноз о значении коэффициента вытеснения с использованием данного метода увеличения нефтеотдачи с большой достоверностью.

Рис. 4.  Динамика вытеснения нефти Русского месторождения водогазовой смесью с входным газосодержанием 25% (без предварительного экстрагирования кернового материала).

Фильтрационные исследования на насыпных моделях карбонатно-порового пласта Самодуровского месторождения НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть» проводились с довытеснением остаточной нефти после заводнения из модели водогазовой смесью. Такая методика исследований была обусловлена тем, что Самодуровское месторождение находится на завершающей стадии разработки с применением заводнения.

Для карбонатно-порового пласта Т1 Самодуровского месторождения пластовые условия и свойства флюидов следующие: пластовое давление – 16 МПа, пластовая температура – 330С, вязкость нефти в пластовых условиях – 7,7 мПа*с, плотность пластовой воды составляет 1156 кг/м3, среднее значение проницаемости – 0,17 мкм2. Попутный газ Самодуровского месторождения содержит, помимо углеводородных компонентов, значительное количество азота (до 44,7%) и сероводород (0,6 %).

Поскольку в период проведения исследований кернового материала пласта Т1 не было, насыпные модели изготавливали из измельченной мраморной крошки. Проницаемость насыпных моделей по азоту составляла от 0,13 до 0,21 мкм2. Как показали опыты, значения коэффициента вытеснения нефти при водогазовом воздействии заметно выросли по сравнению с заводнением при схожести конечных значений коэффициентов вытеснения при входных газосодержаниях 13 и 25%. Добавление ПАВ способствовало некоторому увеличению Квыт до 78%.

В третьей главе диссертационной работы разработана технология водогазового воздействия на пласт ПК1-7 Русского месторождения с применением многоступенчатых насосно-эжекторных систем.

Показано, что возможности совершенствования насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт далеко не исчерпаны. В известной схеме многоступенчатой системы наиболее массивным и металлоёмким элементом является гравитационный сепаратор. Помимо этого, в системе используется четыре лопастных многоступенчатых насоса, причем три из них должны работать при высоких давлениях на приеме, которые могут достигать 5 – 10 МПа и более. В этих условиях снижается надежность торцовых уплотнений вала. Устранить эти недостатки можно путем применения усовершенствованной моноблочной насосно-эжекторной системы. В ней все насосы объединены в один горизонтальный моноблок, приводимый в действие от одного наземного электродвигателя с частотным преобразователем. Вместо громоздкого гравитационного сепаратора в системе установлен эффективный центробежный газосепаратор, вращающийся с той же частотой, что и насосы. На приеме имеется всего лишь одно торцовое уплотнение, которое работает при небольшом входном давлении. Эта методология была использована для  расчета насосно-эжекторных систем применительно к условиям Русского месторождения. Поскольку разработка месторождения ещё не начата, компанией ОАО «ТНК-ВР» были заданы различные условия закачки, включая самые жесткие требования по утилизации максимального количество прорывного газа. Расчеты показали, что закачка требуемого максимального расхода газа для условий Русского месторождения технически вполне осуществима даже для самых жёстких условий при минимальном давлении у входа в моноблочную многоступенчатую насосно-эжекторную систему.

На рис. 5 показана в качестве примера разработанная технологическая моноблочной насосно-эжекторной системы для промысловых испытаний при максимальной производительности по газу - 20 000 ст.м3/сут и давлениях у входа от 3,68 до 8 МПа.

Рис. 5. Схема моноблочной насосно-эжекторной системы для промысловых испытаний при максимальной производительности по газу - 20 000 ст.м3/сут и давлениях у входа от 3,68 до 8 МПа: 1 – электродвигатель, 2 – частотный преобразователь, 3 – линия подачи воды, 4, 8, 18, 20, 22, 23, 26, 27 – регулируемые задвижки, 5 – торцовое уплотнение, 6 – входной модуль с осевой пятой, 7, 14, 16 – секции многоступенчатых центробежных насосов, 9, 13, 17 – газовые линии,  10 – линия подачи водогазовой смеси, 12 – центробежный газосепаратор, 15 – тройник, 11 – входная газовая линия, 19 и 24 – линии нагнетания воды в рабочие сопла струйных аппаратов, 21 – эжектор первой ступени сжатия, 25 – эжектор второй ступени сжатия, 28 – линия подачи водогазовой смеси в нагнетательную скважину.

Система работает следующим образом. Вода подаётся насосом 7 с расходом Qж = 160 м3/сут из источника (водозаборной скважины) в центробежный газосепаратор 12. В центробежном газосепараторе 12 происходит разделение газа и воды. Жидкость поступает далее на прием насоса 14, а газ идёт по линии 17 на приём эжектора 26 второй ступени сжатия. Насос 14 с подачей большей, чем 160 м3/сут, нагнетает часть воды через тройник 15 по линии 19 в рабочее сопло эжектора 21 первой ступени сжатия, который откачивает газ из газовой линии 13 и направляет смесь в сепаратор 12. Этот же насос 14 нагнетает другую часть воды через тройник 15 по линии 24 в рабочее сопло эжектора 26 второй ступени сжатия, который откачивает газ из узла отвода центробежного газосепаратора 12 и нагнетает водогазовую смесь под необходимым давлением 12 МПа в скважину по линии 28. При этом циркулирующая вода нагревается за счет перехода потерь энергии в насосе 14 в тепло. Охлаждение циркулирующей жидкости, и, соответственно, нагрев воды, подаваемой насосом 7 для закачки в нагнетательную скважину, осуществляется путём теплообмена при смешивании двух потоков воды в газосепараторе 12 и насосе 14. Этот нагрев полностью предотвращает выпадение гидратов при последующем повышении давления водогазовой смеси.

Регулирование рабочих параметров системы и её отдельных элементов осуществляется путём изменения частоты вращения с помощью преобразователя 2, а также посредством регулируемых задвижек и установки различных типоразмеров проточной части (сопел и камер смешения) эжекторов 21 и 25. Регулирование подачи насоса 7 при этом может производиться также и перепуском некоторого небольшого количества газа на приём насоса 7 по линии 9 через задвижку 8 при одновременном регулировании частоты посредством частотного преобразователя 2.

Расчеты показали, что для максимального расхода газа и минимального давления у входа требуется трёхступенчатое сжатие, для более высоких значений давлений на приеме можно применить двух- и одноступенчатое сжатие. Были определены все необходимые параметры основного оборудования насосно-эжекторных систем для различных условий закачки водогазовых смесей в нагнетательную скважину для промысловых испытаний на Русском месторождении. Разработанная технология принята к внедрению в ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ».

В четвертой главе  представлены разработка технологических схем насосно-эжекторных систем для утилизации попутного нефтяного газа путем совместной закачки с водой в пласт и стендовые экспериментальные исследования характеристик струйных аппаратов применительно к условиям Самодуровского месторождения.

По согласованию с НГДУ «Сорочинскнефть» ОАО «Оренбургнефть» был выбран опытный участок для реализации водогазового воздействия на пласт – район водораспределительного пункта ВРП-2.

На Самодуровском месторождении в будущем запланирована реконструкция промыслового обустройства, и расход попутного газа в дальнейшем возрастет почти в шесть раз по сравнению со своим текущим значением. Поэтому расчеты проводили при двух значениях расхода газа – текущего (11329 м3/сут) и максимального (60274 м3/сут) для расхода воды по ВРП-2, составляющего 1535 м3/сут.

Расчет величин давлений в водоводах и нагнетательных скважинах при закачке водогазовой смеси проводили по методике В.И. Марона. Были определены значения необходимых давлений на выходе из насосно-эжекторных систем – 12 МПа при текущем расходе и 15,9 МПа при максимальном расходе газа. Газосодержание водогазовой смеси в пластовых условиях при текущем значении расхода газа составит 4,41%, а при максимальном – 19,7%.

Расчеты при текущем расходе газа показали, что можно обойтись одной ступенью эжекторного сжатия смеси, а во второй ступени нагнетать водогазовую смесь с помощью многоступенчатого центробежного насоса.

Разработанная технологическая схема насосно-эжекторной системы для максимального значения газо-водяного фактора приведена на рис. 6. В данном случае необходима установка с двумя ступенями эжекторного сжатия смеси и третьей ступенью нагнетания водогазовой смеси с помощью многоступенчатого центробежного насоса.

Рис. 6. Принципиальная технологическая схема насосно-эжекторной системы для максимального значения газо-водяного фактора: 1 – водовод высокого давления от насосов КНС, 2 – газопровод низкого давления от буллита ДНС, 3, 4 – эжекторы первой ступени сжатия, 5, 6 – линии подачи газа к эжекторам 3 и 4,  7 – линия подачи водогазовой смеси после первой ступени сжатия, 8 – водогазовый сепаратор, 9 – насос дли привода эжектора 4, 10 – линия подачи воды в насос 9, 11 – линия подачи пенообразующих ПАВ, 12 – насос второй ступени сжатия системы, 13 – газовая линия на выходе из первой ступени сжатия, 14 – эжектор второй ступени сжатия,  15 – многоступенчатый центробежный насос, 16 – водовод от КНС до ВРП-2.

Система работает следующим образом. Вода по линии 1 от насосов КНС поступает в сопло эжектора первой ступени сжатия 3, который откачивает часть газа низкого давления с ДНС по  линиям 2 и 5. Водогазовая смесь с повышенным давлением направляется в водогазовый сепаратор 8. где происходит её разделение. Часть воды идет на прием насоса 9, приводящего в действие второй эжектор 4 первой ступени сжатия, откачивающий остальной газ низкого давления с КНС и направляющий водогазовую смесь в линию 7 и водогазовый сепаратор 8. Два эжектора в первой ступени сжатия необходимы для того, чтобы обеспечить откачку газа при максимальном значении расхода.

Другая часть воды поступает на вход насоса 12, туда же по линии 11 подается пенообразующий ПАВ. Насос 12 нагнетает воду с ПАВ в сопло эжектора 14 второй ступени сжатия, откачивающего по линии 13 газ из водогазового сепаратора 8 и подающего водогазовую смесь на прием насоса 15 третьей ступени системы, дожимающего смесь до необходимого давления нагнетания. Далее водогазовая смесь поступает по водоводу на ВРП-2, откуда по гребенке распределяется по нагнетательным скважинам.

Поскольку в процессе эксплуатации системы расход газа будет возрастать от текущего до максимального значения в течение продолжительного времени (этот период может занять несколько лет), встает вопрос об адаптации системы к изменяющемуся расходу газа. Для решения этой проблемы предложен способ работы многоступенчатой насосно-эжекторной системы с периодической эксплуатацией одной из ступеней сжатия и непрерывной эксплуатацией остальных ступеней, обеспечивающий успешную адаптацию системы к изменяющемуся в несколько раз расходу газа от текущего до максимального значения.

При этом производится периодическое включение насоса 9, приводящего в действие эжектор 4. Периодами работы насоса 9 и эжектора 4 можно управлять с помощью автоматического регулирования по давлению газа в газопроводе низкого давления 2. При росте давления выше заданной величины происходит включение насоса 9, эжектор 4 откачивает газ, и после снижения давления газа в газопроводе 2 насос 9 выключается. В процессе эксплуатации можно задать величины давлений регулирования таким образом, чтобы изменение давления в газопроводе 2 не приводило к пульсациям. Таким образом, система может обеспечить откачку газа во всем необходимом диапазоне, от текущего до максимального значения. Данное обстоятельство предопределило выбор для Самодуровского месторождения блочной, а не моноблочной насосно-эжекторной системы, несмотря на все указанные в главе 3 достоинства моноблочного исполнения. В моноблочной системе все насосы приводятся в действие от одного электродвигателя, и практически невозможно обеспечить периодические включения и остановки насоса одной из ступеней сжатия системы при постоянной работе насосов остальных секций.

Расчеты характеристик струйных аппаратов для насосно-эжекторных систем проводили по методике И.А. Красильникова. Для проверки результатов расчетов выполнены экспериментальные исследования характеристик струйных аппаратов при моделировании параметров работы для условий Самодуровского месторождения на стенде РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Стенд позволяет снимать полные характеристики жидкостно-газовых эжекторов при различных значениях давлений рабочей жидкости (до 20 МПа) перед соплом и давлений на приёме (до 5 МПа) с точностью, соответствующей требованиям ГОСТ 6134 – 2007. По результатам испытаний был уточнён типоразмер центробежного насоса третьей ступени сжатия насосно-эжекторной системы для максимального значения газо-водяного фактора.

Разработанные технологические схемы насосно-эжекторных систем для Самодуровского месторождения приняты к внедрению в НГДУ «Сорочинскнефть».

Основные выводы

  1. Экспериментально доказано, что водогазовое воздействие при газосодержании водогазовой смеси 25% существенно повышает коэффициент вытеснения нефти Русского месторождения с вязкостью 217 мПа*с по сравнению с заводнением.
  2. Установлено, что водогазовое воздействие при оптимальном газосодержании эффективно как для гидрофильных, так и для гидрофобных сред. При этом значения коэффициента вытеснения высоковязкой нефти Русского месторождения при водогазовом воздействии для гидрофильного кернового материала примерно в 1,8 раза выше, чем для гидрофобного.
  3. Разработана технология водогазового воздействия с применением моноблочных многоступенчатых насосно-эжекторных систем, позволяющая существенно усовершенствовать сами системы и процесс закачки водогазовых смесей в нагнетательные скважины. Рассчитаны все необходимые параметры основного оборудования насосно-эжекторных систем для различных условий закачки водогазовых смесей в нагнетательную скважину для промысловых испытаний на Русском месторождении. Результаты исследований приняты к внедрению в дочернем предприятии ОАО «ТНК-ВР» - компании ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ». Опытно-промышленные эксперименты по закачке водогазовой смеси в одну из нагнетательных скважин Русского месторождения намечены на 2013 год.
  4. Разработаны технологические схемы насосно-эжекторных систем для утилизации попутного нефтяного газа путем совместной закачки с водой в пласт, выполнены и экспериментально подтверждены расчеты их основных параметров применительно к условиям Самодуровского месторождения.
  5. Предложен способ работы многоступенчатой насосно-эжекторной системы с периодической эксплуатацией одной из ступеней сжатия и непрерывной эксплуатацией остальных ступеней, обеспечивающий успешную адаптацию системы к изменяющемуся в несколько раз расходу газа от текущего до максимального значения.
  6. Результаты исследований приняты к внедрению в НГДУ «Сорочинскнефть». В настоящее время институтом «ОренбургНИПИнефть» на основе этих результатов проектируется установка водогазового воздействия в рамках расширения и технического перевооружения УПСВ «Самодуровская» (окончание проектирования – декабрь 2011 года). Монтаж и запуск установки водогазового воздействия на Самодуровском месторождении запланированы на 2012 год.

Публикации по теме диссертации

  1. Совершенствование насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Агеев Ш.Р., Рабинович А.И., Ковригин А.Г., Дроздов Н.А. – Бурение и нефть, 2008, № 7-8, с. 45-48.
  2. Дроздов Н.А. Водогазовое воздействие как эффективный метод увеличения углеводородоотдачи пласта. - В кн.: Новые технологии в газовой промышленности. Тезисы докладов Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов, секция 2: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. – Москва, 6-9 октября 2009 г. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - с. 12.
  3. Мочалов М.В., Дроздов Н.А. Стенд для исследования фильтрационных характеристик водогазового воздействия. - В кн.: Новые технологии в газовой промышленности. Тезисы докладов Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов, секция 2: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. – Москва, 6-9 октября 2009 г. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - с. 28.
  4. Мочалов М.В., Дроздов Н.А., Дроздов А.Н. Стенд для фильтрационных исследований процесса вытеснения нефти из моделей пласта водой, газом и водогазовыми смесями. - Территория НЕФТЕГАЗ, 2009, № 12, с. 40-43.
  5. Мочалов М.В., Дроздов Н.А., Дроздов А.Н. Исследование особенностей вытеснения высоковязкой нефти из моделей пласта при заводнении, закачке газа и водогазовом воздействии. - В кн.: Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России. Тезисы докладов VIII Всероссийской научно-технической конференции, посвящённой 80-летию РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, часть 1, секция 1-4: Москва, 1-3 февраля 2010  г. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. - с. 97.
  6. Перспективы применения водогазового воздействия посредством насосно-эжекторных систем на Русском и Самодуровском месторождениях с использованием существующей инфраструктуры / А. Дроздов, И. Шайхутдинов, Н. Дроздов и др. – Новатор, 2011, № 9, с. 33 – 40.
  7. Дроздов Н.А. Исследование водогазового воздействия на пласт. – Нефтяное хозяйство, 2011, № 11.
 
Авторефераты по темам  >>  Разные специальности - [часть 1]  [часть 2]



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

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.