Файл: Анализ водогазового воздействия на Ванкорском месторождении.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 342
Скачиваний: 7
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Геолого-физическая характеристика месторождения
Анализ состояния фонда скважин
Закачка ПНГ в пласт для системы ППД
Водогазовое воздействие, мировой и отечественный опыт
Недостатки известных технологий
Лабораторные исследования водогазового воздействия
Наиболее оптимальный метод воздействия на Ванкорском месторождении
Расчет технологической схемы для осуществления водогазового воздействия
Газ приходиться «дожимать» с помощью каких-либо устройств.
В нашей стране совместная закачка воды и газа представлена технологиями с использованием различных бустерных плунжерных насосов, струйных аппаратов и насосно-эжекторных систем. Одной из технологий нагнетания водогазовых смесей является технология, использующая бустерные (дожимные) насосы плунжерного типа. Плунжерные бустерные установки нуждаются в большом давлении газа на приеме (давление порядка 10.0 МПа), т.к. степень сжатия насосом ВГС не больше 4. Следовательно, в отсутствие высоконапорных источников газа невозможно избежать использования компрессора.
Предлагается насосно - эжекторная технология водогазового воздействия на пласт, позволяющая использовать преимущества как СА, так и центробежных насосов. Принципиальная схема данной технологии представлена на рисунке 3.10.
Эта технология предполагает получение с помощью насосно – эжекторной системы мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на поверхности с последующей закачкой ее в пласт. Газ от низких давлений (например, давление в трехфазном сепараторе составляет всего лишь 0,4 МПа) дожимается до давлений, необходимых для закачки смеси в пласт (до 15,0-20,0 МПа). Таким образом технология дает возможность избежать необходимости высокого давления газа на приеме. Использование в системе поверхностно-
активных веществ позволяет не только снизить вредное влияние газа на работу дожимного насоса центробежного типа, но и повысить
степень вытеснения нефти смесью. Кроме того, присутствие ПАВ в составе рабочего агента позволяет создать стабильную мелкодисперсную водогазовую смесь, способную транспортироваться с поверхности в пласт, не разделяясь на составляющие. «Броня» газового пузырька (оболочка из ПАВ) надежно разделяет газ и воду даже при очень высоких давлениях, снижая также вероятность образования газогидратов в стволе скважины и пласте. При других технологиях, без присутствия ПАВ проблема гидратообразования остается нерешенной.
Рисунок 3.10 Принципиальная схема реализации насосно-эжекторной технологии ВГВ
Насосно-эжекторная технология использует только промышленно выпускаемое оборудование, не имеющее дорогостоящих или ненадежных элементов. В частности, струйные аппараты (эжекторные устройства) характеризуются простотой конструкции, низкими капитальными вложениями на их изготовление. В устройстве СА отсутствуют какие- либо движущие
детали, что положительно влияет на общую надежность системы. Эта технология может применяться как на отдельных скважинах, кустах скважин, так и целых месторождениях. [5]
Немаловажным замечанием является то, что при этой технологии нет ограничений по составу закачиваемого газа и поэтому можно закачивать сухой газ, обогащенный, жирный вплоть до широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), что очень важно для увеличения
нефтеотдачи.
Интересным вариантом насосно-эжекторной технологии ВГВ является насосно-компрессорная технология закачки ВГС. Ее сущность заключается в том, что давление газа, поступающего в приемную камеру эжектора, повышается за счет использования так называемого «струйного компрессора», состоящего из струйного аппарата (эжектора), подпорного насоса, емкости высокого давления (например, 3 МПа). Такой вариант насосно-эжекторной системы более функционален, дает возможность подобрать эжектор с меньшим значением коэффициента инжекции, который обладает более высоким безразмерным перепадом давления, и при постоянном рабочем давлении перед соплом эжектора позволит получить более высокое давление ВГС на выходе из системы. Вариант реализации данной технологии показан на рисунке 3.11.
Рисунок 3.11 - Одна из схем реализации насосно-эжекторной технологии водогазового воздействия на пласт
Но данные технологии в любом случае требуют дополнительные технологические затраты. А также преимущества насосно-эжекторной технологии имеют только теоретическое обоснование, на практике данная технология себя не зарекомендовала. При расположении струйного аппарата в стволе (или на забое) скважины невозможно регулировать его работу. Для замены проточных частей струйного аппарата его приходится поднимать на поверхность.
Также для анализа применимости ВГВ в условиях Ванкорского месторождения будут использоваться аналоги пластов: для пластов Як-III-VII – пласты группы «А» Западной Сибири (АС, АВ); Нх-I, Нх-III-IV – пласты групп
«Б» и «Ю» Западной Сибири (БС, БВ, Ю1).
В 1992 г, были опубликованы результаты экспериментов по применению водогазового воздействия, проведенных специалистами НПО
«Союзнефтеотдача» Г.Н. Пияковым, А.П. Яковлевым, Р.И. Кудашовым, Е.И. Романовой. В статье рассматриваются результаты лабораторных исследований по оценке эффективности водогазового воздействия на примере пласта Ю1 Когалымского месторождения, геолого-физические условия которого характерны для юрских пластов месторождений Западной Сибири. В лабораторных условиях на моделях приближенных к условиям пласта испытывали технологию попеременного закачивания равных объемов воды и газа, размер которых составил 8-9 % от первоночального объема нефтенасыщенных пор. В результате экспериментальных исследований было установлено, что закачивание газа и воды независимо от типа используемого газа и стадии заводнения способствует приросту коэффициента вытеснения, минимальный прирост 7-8 % получен в опытах с использованием азота, при закачивании сухового углеводородного газа прирост составляет 15-16%.
В том числе лабораторная оценка эффективности ВГВ проводилась на
объектах
месторождения Западной Сибири. Где проводились результаты экспериментальных исследований по вытеснению нефти водой и газом в разных модификациях применительно к разным пластам.
В таблице 3.8 обобщены полученные величины коэффициентов по исследованным объектам. Из приводимых данных можно сделать вывод, что полнота извлечения нефти зависит от технологии проведения процесса. Наибольшая величина коэффициента вытеснения была достигнута при попеременной закачке газа и воды оторочками небольшого размера. В случае использования ШФЛУ применительно к Самотлорскому месторождению получено полное извлечение нефти.
Таблица 3.7- Результаты лабораторных исследований
В нашей стране совместная закачка воды и газа представлена технологиями с использованием различных бустерных плунжерных насосов, струйных аппаратов и насосно-эжекторных систем. Одной из технологий нагнетания водогазовых смесей является технология, использующая бустерные (дожимные) насосы плунжерного типа. Плунжерные бустерные установки нуждаются в большом давлении газа на приеме (давление порядка 10.0 МПа), т.к. степень сжатия насосом ВГС не больше 4. Следовательно, в отсутствие высоконапорных источников газа невозможно избежать использования компрессора.
-
Эффективное технологическое решение
Предлагается насосно - эжекторная технология водогазового воздействия на пласт, позволяющая использовать преимущества как СА, так и центробежных насосов. Принципиальная схема данной технологии представлена на рисунке 3.10.
Эта технология предполагает получение с помощью насосно – эжекторной системы мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) на поверхности с последующей закачкой ее в пласт. Газ от низких давлений (например, давление в трехфазном сепараторе составляет всего лишь 0,4 МПа) дожимается до давлений, необходимых для закачки смеси в пласт (до 15,0-20,0 МПа). Таким образом технология дает возможность избежать необходимости высокого давления газа на приеме. Использование в системе поверхностно-
активных веществ позволяет не только снизить вредное влияние газа на работу дожимного насоса центробежного типа, но и повысить
степень вытеснения нефти смесью. Кроме того, присутствие ПАВ в составе рабочего агента позволяет создать стабильную мелкодисперсную водогазовую смесь, способную транспортироваться с поверхности в пласт, не разделяясь на составляющие. «Броня» газового пузырька (оболочка из ПАВ) надежно разделяет газ и воду даже при очень высоких давлениях, снижая также вероятность образования газогидратов в стволе скважины и пласте. При других технологиях, без присутствия ПАВ проблема гидратообразования остается нерешенной.
Рисунок 3.10 Принципиальная схема реализации насосно-эжекторной технологии ВГВ
Насосно-эжекторная технология использует только промышленно выпускаемое оборудование, не имеющее дорогостоящих или ненадежных элементов. В частности, струйные аппараты (эжекторные устройства) характеризуются простотой конструкции, низкими капитальными вложениями на их изготовление. В устройстве СА отсутствуют какие- либо движущие
детали, что положительно влияет на общую надежность системы. Эта технология может применяться как на отдельных скважинах, кустах скважин, так и целых месторождениях. [5]
Немаловажным замечанием является то, что при этой технологии нет ограничений по составу закачиваемого газа и поэтому можно закачивать сухой газ, обогащенный, жирный вплоть до широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), что очень важно для увеличения
нефтеотдачи.
Интересным вариантом насосно-эжекторной технологии ВГВ является насосно-компрессорная технология закачки ВГС. Ее сущность заключается в том, что давление газа, поступающего в приемную камеру эжектора, повышается за счет использования так называемого «струйного компрессора», состоящего из струйного аппарата (эжектора), подпорного насоса, емкости высокого давления (например, 3 МПа). Такой вариант насосно-эжекторной системы более функционален, дает возможность подобрать эжектор с меньшим значением коэффициента инжекции, который обладает более высоким безразмерным перепадом давления, и при постоянном рабочем давлении перед соплом эжектора позволит получить более высокое давление ВГС на выходе из системы. Вариант реализации данной технологии показан на рисунке 3.11.
Рисунок 3.11 - Одна из схем реализации насосно-эжекторной технологии водогазового воздействия на пласт
Но данные технологии в любом случае требуют дополнительные технологические затраты. А также преимущества насосно-эжекторной технологии имеют только теоретическое обоснование, на практике данная технология себя не зарекомендовала. При расположении струйного аппарата в стволе (или на забое) скважины невозможно регулировать его работу. Для замены проточных частей струйного аппарата его приходится поднимать на поверхность.
- 1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Лабораторные исследования водогазового воздействия
Также для анализа применимости ВГВ в условиях Ванкорского месторождения будут использоваться аналоги пластов: для пластов Як-III-VII – пласты группы «А» Западной Сибири (АС, АВ); Нх-I, Нх-III-IV – пласты групп
«Б» и «Ю» Западной Сибири (БС, БВ, Ю1).
В 1992 г, были опубликованы результаты экспериментов по применению водогазового воздействия, проведенных специалистами НПО
«Союзнефтеотдача» Г.Н. Пияковым, А.П. Яковлевым, Р.И. Кудашовым, Е.И. Романовой. В статье рассматриваются результаты лабораторных исследований по оценке эффективности водогазового воздействия на примере пласта Ю1 Когалымского месторождения, геолого-физические условия которого характерны для юрских пластов месторождений Западной Сибири. В лабораторных условиях на моделях приближенных к условиям пласта испытывали технологию попеременного закачивания равных объемов воды и газа, размер которых составил 8-9 % от первоночального объема нефтенасыщенных пор. В результате экспериментальных исследований было установлено, что закачивание газа и воды независимо от типа используемого газа и стадии заводнения способствует приросту коэффициента вытеснения, минимальный прирост 7-8 % получен в опытах с использованием азота, при закачивании сухового углеводородного газа прирост составляет 15-16%.
В том числе лабораторная оценка эффективности ВГВ проводилась на
объектах
месторождения Западной Сибири. Где проводились результаты экспериментальных исследований по вытеснению нефти водой и газом в разных модификациях применительно к разным пластам.
В таблице 3.8 обобщены полученные величины коэффициентов по исследованным объектам. Из приводимых данных можно сделать вывод, что полнота извлечения нефти зависит от технологии проведения процесса. Наибольшая величина коэффициента вытеснения была достигнута при попеременной закачке газа и воды оторочками небольшого размера. В случае использования ШФЛУ применительно к Самотлорскому месторождению получено полное извлечение нефти.
Таблица 3.7- Результаты лабораторных исследований
| Месторождение пласт | Коэффициент вытеснения нефти | Остаточная водонасыщенность | ||||||||
| водой | газом | водогазовой смесью | водой | газом | нефтью | |||||
| без ПАВ | с ПАВ | |||||||||
| Советское, АВ1 | 0,765 | 0,366 | - | 0,844 | 0,750 | 0,15 | 0,100 | |||
| Савуйское, БС10 | 0,631 | 0,658 | 0,712 | 0,850 | 0,720 | 0,17 | 0,110 | |||
| Быстринское, БС1 | 0,437 | 0,524 | 0,733 | - | 0,632 | 0,16 | 0,208 | |||
| Самотлорское, АВ3 1 | 0,572 | ШФЛУ 1000 | - | - | 0,460 | ШФЛУ 0,54 | 0 | |||