Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путём насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путём насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ"

На правах рукописи УДК 622.276.344

Телков Виктор Павлович

003462198

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ПУТЁМ НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНОЙ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ЗАКАЧКИ ВОДОГАЗОВЫХ СМЕСЕЙ С ПЕНООБРАЗУЮЩИМИ ПАВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 о сев

Москва - 2009 год

003462198

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 Закиров Сумбат Набиевич

кандидат физико-математических наук Михайлов Дмитрий Николаевич

Ведущая организация - ОАО «ВНИИнефть имени акад. А.П. Крылова» (ВНИИнефть, Москва)

со

Защита состоится 2003 г. в ауд.73"/ в 15ч. на заседании

диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина, по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан «^0 » ргвунЩ 2003 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д.212.200.08, *

д.т.н., проф. б.Е. Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

За последнее десятилетие существенно изменилась структура запасов нефти на месторождениях России, возрастает доля трудноизвлекаемых запасов. Есть все предпосылки к тому, что доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе составит к 2020 до 75%.

Трудноизвлекаемые запасы требуют применения новых технологий разработки. Возникает острая необходимость использования методов увеличения нефтеотдачи пласта, в первую очередь газовых и водогазовых. Применение этих методов в настоящее время затруднено недостатками существующих технологических решений, а также малой изученностью области их применения.

Поэтому необходимы дополнительные исследования, позволяющие предложить новые технологические решения для осуществления водогазового воздействия на пласт, а также дополнительное изучение области применения данных технологических решений.

Целью данной работы является исследование процесса вытеснения нефти с повышенной вязкостью водогазовой смесью, разработка технологических схем реализации водогазового воздействия на месторождениях России, причем технологии должны быть максимально адаптированы под промысловые условия.

Основные задачи исследований:

1. Определить эффективность применения водогазового воздействия по результатам физического моделирования с начала разработки при вытеснении нефти с повышенной вязкостью по сравнению с традиционным заводнением.

2. Определить по результатам физического моделирования эффективность применения водогазового воздействия в качестве метода увеличения нефтеотдачи, который применяется при довытеснении нефти повышенной вязкости после заводнения,

3. Разработать и рассчитать технологические схемы насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовой смеси применительно к месторождениям России.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основании теоретического анализа и обобщения литературного материала, проведения экспериментов по физическому моделированию водогазового воздействия на моделях пластов на основе современных методик и известных критериев подобия. Для проведения экспериментов автором был модернизирован имеющийся на кафедре Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина стенд для фильтрационных исследований, позволяющий проводить эксперименты на насыпных моделях и на керновых колонках.

Научная новизна работы

1. Экспериментальные исследования позволили установить, что водогазовое воздействие позволяет эффективно вытеснять нефть повышенной вязкости (от 1,1 до 70 мПа-с) по сравнению с традиционным заводнением. Прирост коэффициента вытеснения по сравнению с заводнением 12+23% при ВГВ с начала разработки, 7+11% при использовании ВГВ в качестве метода довытеснения после заводнения. Выявлен оптимальный интервал газосодержаний смеси (от 20 до 75%), при котором достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти из модели пласта.

2. На керновых колонках проверены результаты экспериментов, полученных на насыпных моделях пласта. Получен прирост коэффициента вытеснения 6% при использовании ВГВ в качестве метода довытеснения после заводнения. Доказана эффективность воздействия водогазовой смесью (газосодержание 20+75%) в качестве метода довытеснения нефти после заводнения.

3. Рассчитаны и разработаны принципиально новые системы для водогазового воздействия на пласт (патенты РФ № 2293178 и № 2315589).

4

Данные системы просты, надежны, относительно недорога, они позволяют эффективно закачивать в пласт водогазовые смеси с необходимыми условиями нагнетания.

Практическая ценность

Результаты диссертационных исследований вошли в отчеты по договору № 42-05 между РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и ООО «ПермНИПИнефть» от 01.09.2005г. «Разработка технологического комплекса и технологии подготовки газированной воды для закачки в систему ППД с использованием линии многофазного транспорта продукции скважин для Ножовского, Шумовского, Москудьинского и Шагиртского месторождений», приняты к внедрению и будут реализованы в 2010 г.

В диссертации предоставлены технологические схемы закачки водогазовых смесей в пласт для Крапивинского и Южно-Тарасовского месторождений.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались:

на научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций "Молодежная наука нефтегазовому комплексу" (Москва, 2004);

на Научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Молодые - наукам о Земле" (Москва, 2006);

на Русско-Каспийском форуме под эгидой SPE (Москва, 2006); на 7-ой научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, 2007);

на 1-ой Всероссийской научно-практической конференции "Современные технологии для ТЭК Западной Сибири" (Тюмень, 2007);

на первой межрегиональной конференции молодых специалистов "Извлечение трудноизвлекаемых запасов нефти" (Ноябрьск, 2007);

на ежегодной технической конференции SPE - Arnual Technical Conference and Exhibition (Анахайм, США, 2007);

на молодёжной научно-технической конференции с международным участием "Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения" (Оренбург, 2008);

на научно-технической конференции ОАО «ЛУКОЙЛ» "Совершенствование технологий разработки и повышения нефтеотдачи пластов месторождений Группы «ЛУКОЙЛ»" (Москва, 2008);

на Российской нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008 (Москва, 2008). Публикации

По теме диссертации опубликовано всего 19 печатных работ, в том числе 2 патента РФ и 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК. Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных результатов и выводов и списка литературы из ij¿ наименований. Общий объем работы - страниц, в том числе ^Зтаблиц и-¿^рисунков.

Автор выражает свою благодарность научному руководителю - д.т.н., профессору Дроздову А.Н., членам кафедры РиЭНМ и заведующему кафедрой д.т.н., профессору Мищенко И.Т., к.т.н. Егорову Ю.А., сотрудникам ЦНТТМ «Смена».

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и основные задачи исследований.

В первой главе предложена классификация известных технологий водогазового воздействия, приведён обзор оборудования, применяемого для реализации различных технологий, приведён обзор применения водогазового воздействия на месторождениях России и за рубежом, приведены наиболее важные и интересные результаты лабораторных исследований. Необходимо отметить, что в настоящее время не существует единой классификации технологий водогазового воздействия, наличие некоторых градаций вызывает множество спорных суждений и противоречий. В предложенной

б

классификации были рассмотрены основные критерии, которые характеризуют известные технологии водогазового воздействия, такие как способ нагнетания воды и газа, соотношение вытесняющих агентов, тип и состав газа, источник газа, место образования водогазовой смеси, режим вытеснения, выбор технологического оборудования для реализации технологии, типу выбранного для воздействия объекта.

Описаны основные преимущества и недостатки оборудования для следующих технологий водогазового воздействия на пласт: компрессорной, бескомпрессорной, бустерной, комбинированной, с использованием бустерных насосов-компрессоров или струйных аппаратов, насосно-эжекторной технологии.

Приведён обзор промыслового применения метода водогазового воздействия на месторождениях России и за рубежом. Так, в нашей стране опытно-промышленное внедрение различных технологий водогазового воздействия было реализовано на следующих месторождениях: Ромашкинском, Журавлевско-Степановском, Битковском, Фёдоровском, Самотлорском, Советском, Вахском, Илишевском, Алексеевской, Новогоднем, Восточно-Перевальном, Средне-Хулымском. Большинство зарубежных месторождений, на которых применялось водогазовое воздействие, расположено в Канаде и Соединенных Штатах. Первый известный опыт промыслового применения, обнаруженный при литературном поиске, это проект на месторождении North Pembina в провинции Альберта, Канада. Известно, что проект был начат в 1957 г. и проводился компанией Mobil. Последний описанный в зарубежной литературе проект был начат в 2005 г. на месторождении Chihuido в Аргентине. За этот период было зафиксировано почти сто случаев промыслового применения технологий водогазового воздействия на пласт.

Общеизвестно, что не может существовать единого механизма для всех случаев водогазового воздействия на нефтяные и нефтегазовые пласты. На реализацию различных механизмов водогазового воздействия может влиять бесконечное количество критериев, сопутствующих этому воздействию. В

качестве критериев реализации различных механизмов могут выступать как пластовые условия (форма, фильтрационно-емкостные характеристики, геометрические размеры, пластовые давление и температура, наличие или отсутствие газовой шапки, подстилающей воды, расчлененность пласта и др.), свойства флюидов насыщающих пласт (плотность, вязкость нефти, состав газа и др.), так и возможности реализации технологии на конкретном месторождении (наличие специальной техники и профессиональных специалистов, источника агента для закачки, инфраструктуры и др.). Для того, чтобы учесть эти критерии, оценить эффективность от применения предполагаемой для внедрения технологии, необходимо провести значительное количество лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой, газом, их комбинациями.

Как показал литературный анализ, эксперименты по вытеснению нефти из пласта водой, газом и различными комбинациями этих агентов проводятся уже достаточно давно. Существенный вклад в эти исследования внесли Иванишин B.C., Лискевич Е.И., Островский Ю.М., Пияков Г.Н., Бураков Ю.Г., Степанова Г.С., Михайлов Д.Н., Егоров Ю.А. и др. Выявлено, что многие области применения водогазового воздействия исследованы мало или не исследованы, в первую очередь необходимо дополнительно исследовать процесс вытеснения водогазовой смесью нефти с повышенной вязкостью. В первой главе кратко приведены результаты наиболее интересных экспериментов.

Итогом этого раздела диссертационной работы является постановка основных задач исследования, результаты решения этих задач приведены в следующих главах.

Во второй главе отражены результаты экспериментов по вытеснению нефти повышенной вязкости водогазовыми смесями с добавкой нефтеводорастворимого ПАВ (Нефтенол-MJl в концентрации 0,1%) из моделей пластов и определению оптимального для повышения коэффициента вытеснения интервала газосодержаний смеси.

Для проведения исследований был модернизирован экспериментальный стенд, имеющийся на кафедре РиЭНМ, что позволило проводить эксперименты по вытеснению нефти водогазовыми смесями не только из насыпных моделей пластов, но и из составных керновых колонок. В этом случае создается боковой обжим колонки, имитируя естественное горное давление. Модели изготовлялись с учетом существующих критериев подобия при фильтрации через пористые среды.

Были проведены эксперименты по вытеснению нефти повышенной вязкости (рекомбинированная проба нефти Москудьинского месторождения, 70 мПа-с) водогазовой смесью в широком интервале газосодержаний (рис. 1).

Рис. 1 - Динамика вытеснения нефти Москудьинского месторождения (70 мГ1а-с) водогазовыми смесями с начала разработки.

По результатам проведенных экспериментов установлено, что при вытеснении нефти повышенной вязкости водогазовой смесью присутствует область её оптимальных газосодержаний (от 20 до 70%), в которой коэффициент вытеснения максимален (рис. 2). Так, если коэффициент вытеснения при вытеснении водным раствором ПАВ составил 34,5%, при вытеснении газом - 26%, то при вытеснении водогазовой смесью в области оптимальных газосодержаний - 46+48%. Таким образом, было наглядно

9

показано, что при вытеснении нефти повышенной вязкости водогазовой смесью можно получить значительный эффект. Для дальнейшего анализа были проведены эксперименты по вытеснению раствором ПАВ и водогазовыми смесями нефти в интервале вязкости от 1+2 мПа-с до 70 мПа-с.

Были проведены эксперименты на рекомбинированных пробах нефти Шумовского месторождения (Подольского горизонта с вязкостью 18,2 мПа-с и Сакмарского горизонта с вязкостью 64 мПа-с), а также были исследованы модели нефти с вязкостью 22, 30 и 50 мПа-с.

Рис. 2 - Зависимости коэффициента вытеснения нефти различной вязкости от газосодержания водогазовой смеси.

Также на рис. 2 отображено вытеснение маловязкой нефти (1.1 мПа-с) водогазовой смесью, проведенное Ю.М. Островским и Е.И. Лискевичем.

По полученным результатам были построены зависимости прироста коэффициента вытеснения (рис. 3) и относительного коэффициента вытеснения (рис. 4) от вязкости вытесняемого флюида при водогазовом воздействии.

•

Дквыт = - 0,001/у2 - 0,09/7 + 22,8

Я2 = 0.96

зд-мПас

О 10 20 30 40 50 60 70 80

Рис. 3 - Зависимость прироста коэффициента вытеснения нефти от вязкости вытесняемой нефти (коэффициент проницаемости пласта - 0,12+0,22 мкм2), красные метки соответствуют резко отклоняющимся значениям.

Рис. 4 - Зависимость относительного прироста коэффициента вытеснения нефти от вязкости вытесняемой нефти (коэффициент проницаемости пласта - 0,12+0,22 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 0,12-Ю,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.

0.50-

0.40 0.35 0.30 0.25 0.20 0.15 0.10 0.05 0.00

Коэффициент вытеснения | ________|

„

/ т&г Прдольский горизонг_(кврн) г заводнение 13)—

/ ; Подольский гаризоы ¡корн) • пзяытоснение.ВГВ

/

- ОЬъем прокачки. Улор| --1--

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2,5 3.0 3.5 4.0 4.5

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

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0

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 A.A. 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

13

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 породы-коллектора), либо в нефтепровод (для снижения вязкости нефти и улучшения её качества), или в линию заправки баллонов.

11 13

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.

11 13

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, 22 - "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

16

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

18

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).

Рг» 0.4 МПа

С)г- б015,бмЗ/сут

<Э»оды = Ш,5лЗЛут

Рис. 9 - Технологическая схема насосно-компрессорной технологии ВГВ для скв. 309 Крагшвинского 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 скважииа.

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.

20

Рис. 10 - Технологическая схема насосно-компрессорной технологии ВГВ для Южно-Тарасовского месторождения: 1 - водовод высокого давления, 2 - газовая линия низкого давления от ДНС, 3 - эжектор первой ступени сжатия газа, 4 - сепаратор, 5, 8, 9 -многоступенчатые лопастные насосы, 6 - линия отвода конденсата, 7 - эжектор второй ступени сжатия газа, 10 - водовод к нагнетательным скважинам.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. По результатам физического моделирования установлена эффективность применения водогазового воздействия с начала разработки при вытеснении нефти с повышенной вязкостью по сравнению с традиционным заводнением.

2. Экспериментальные исследования показали, что водогазовое воздействие эффективно в качестве метода увеличения нефтеотдачи при довытеснении нефти повышенной вязкости после заводнения. Эффективность вытеснения нефти водогазовыми смесями, показанная экспериментами на насыпных моделях пласта, подтверждена физическим моделированием вытеснения нефти на керновых колонках.

3. Экспериментально определён оптимальный интервал газосодержаний водогазовой смеси, это позволяет наиболее эффективно осуществить водогазовое воздействие на пласты, содержащие нефти с повышенной вязкостью (до 70 мПа-с).

4. Получены аппроксимирующие зависимости, которые можно использовать для определения прироста коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии (при проницаемости 0,12+0,22 мкм2 и вязкости 1,2-70 мПа-с).

5. Получены 2 патента РФ на системы для водогазового воздействия на пласт, позволяющие значительно оптимизировать процесс нагнетания водогазовых смесей в пласт.

6. Разработаны и рассчитаны технологические схемы насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей применительно к Крапивинскому и Южно-Тарасовскому месторождениям России.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Егоров Ю.А., Телков В.П. Новая технология водогазового воздействия на нефтяной пласт / Тезисы докладов научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций "Молодежная наука нефтегазовому комплексу", Москва, 2004.

2. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты / Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. и др. - Территория НЕФТЕГАЗ, 2006, №2, стр. 54-59.

3. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 2. Исследование довытеснения модели нефти водогазовыми смесями после заводнения / Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. и др. -Территория НЕФТЕГАЗ, 2006, №3, стр. 48-51.

4. The Technology of and equipment for oil strata pressure maintenance by water-gas mixture injection / Drozdov A.N., Yegorov Yu.A., Telkov V.P. at al. -Oil Gas Chemistry, 2006, №2, 18-23.

5. Егоров Ю.А., Телков В.П. Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи / Тезисы докладов Научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Молодые - наукам о Земле", Москва, 2006, стр. 175.

22

6. Егоров Ю.А., Телков В.П. Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи. - Новые идеи молодежи в науках о Земле. М.: ООО "Геоинформмарк", РосГео, 2006, стр. 126-134.

7. Патент 2293178 РФ, МПК Е21В 43/20. Система для водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев A.B., Ламбин Д.Н., Красильников И.А., Егоров Ю.А., Телков В.П., Попов Д.И. Опубл. 10.02.2007, Б.И. №4.

8. Телков В.П., Егоров Ю.А. Применение насосно-эжекторной технологии водогазового воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи / Тезисы докладов 7-ой научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", Москва, 2007, стр. 160-161.

9. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями / Дроздов А.Н., Телков В.П., Егоров Ю.А. и др. -Нефтяное хозяйство, 2007, №1, стр. 58-59.

10. Телков В.П. Водогазовое воздействие на пласт: обзор известных технологий, перспективные направления, подтверждение эффективности МУН физическим моделированием / Сборник научных трудов 1-ой Всероссийской научно-практической конференции "Современные технологии для ТЭК Западной Сибири", Тюмень, 2007, стр. 59-60.

11. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. Водогазовое воздействие: исследование процесса вытеснения нефтей различной вязкости применительно к Шумовскому месторождению. - Территория НЕФТЕГАЗ, 2007, №4, стр. 56-61.

12. Телков В.П. Преимущества насосно-компрессорной технологии водогазового воздействия на пласт / Тезисы к докладам первой межрегиональной конференции молодых специалистов "Извлечение трудноизвлекаемых запасов нефти", Ноябрьск, 2007, стр. 62.

13. Telkov V.P.: "Improvement of Oil Recovery by Jet and Electrical Centrifugal Pumping Technology of Water/Gas Influence," paper SPE 11433223

STU presented at the 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, 11-14 November.

14. Патент 2315589 РФ, МПК E21B 43/20. Система для водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев А.В., Агеев Ш.Р., Анохин В.Д., Егоров Ю.А., Телков В.П., Красильников И.А., Ламбин Д.Н. Опубл. 27.01.2008, Б.И. №3.

15. Телков В.П. Определение оптимальных условий и области применения водогазового воздействия на пласт с целью увеличения КИН и утилизации ПНГ / Тезисы докладов молодежной научно-технической конференции с международным участием "Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения", Оренбург, 2008, стр. 18.

16. Технология и техника водогазового воздействия на пласт для повышения углеводородоотдачи и утилизации попутного газа с помощью насосно-эжекторных систем / Дроздов А.Н., Красильников И.А., Телков В.П. и др. - Территория Нефтегаз, 2008, №8, стр. 54-61.

17. Telkov V.P., Egorov Yu.A. Research of conditions and scopes of water-gas influence on the layer with the purpose of increase in the current and final Oil Recovery factor. - paper SPE 117379 presented at the 2008 SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 28-30 October.

18. Solution of problems of water-gas influence (WGI) on the layer using jet and electrical centrifugal pumping technology / Drozdov A.N., Telkov V.P., Egorov Yu.A. at al. - paper SPE 117380 presented at the 2008 SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, 28-30 October.

19. Телков В.П. Определение оптимальных условий и области применения водогазового воздействия на пласт с целью увеличения КИН и утилизации ПНГ. - Нефтепромысловое дело, 2008, №11, стр. 57-59.

Соискатель ^^ Телков В.П.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 05.02.2009 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печл. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ 056. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Телков, Виктор Павлович

Введение

1. Обзор известных технологий водогазового воздействия на пласт

1.1. Классификация известных технологий водогазового воздействия на пласт

1.2. Оборудование, применяемое при различных технологиях водогазового воздействия на пласт

1.3. Обзор применения технологий водогазового воздействия на отечественных месторождениях

1.4. Обзор применения водогазового воздействия на зарубежных месторождениях

1.5. Обзор лабораторных исследований особенностей водогазового воздействия на пласт

1.6. Обобщение результатов исследований водогазового воздействия на пласт и постановка задач исследований

2. Лабораторные исследования процессов водогазового воздействия на пласт

2.1. Схема стенда для проведения лабораторных исследований вытеснения нефти из модели пласта во до газовой смесью

2.2. Подготовка к проведению экспериментальных исследований вытеснения нефти из пласта

2.3. Экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, газом, водогазовой смесью

2.3.1. Экспериментальные исследования вытеснения высоковязкой нефти Москудьинского месторождения

2.3.2. Экспериментальные исследования вытеснения нефтей Шумовского месторождения

2.3.3. Дополнительные исследования вытеснения нефтей повышенной вязкости

2.4. Обработка и анализ проведенных экспериментальных исследований вытеснения нефти водогазовыми смесями

3. Разработка насосно-эжекторных и насосно-компрессорных систем для водогазового воздействия на пласт

3.1. Новые технические решения по насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачке водогазовой смеси в пласт

3.2. Расчет технологической схемы для осуществления водогазового воздействия на Крапивинском месторождении 131 3.3 Расчет технологической схемы для осуществления водогазового воздействия на Южно-Тарасовском месторождении 144 Заключение 151 Используемая литература

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путём насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ"

Актуальность проблемы.

В настоящее время переживаемые отечественной нефтяной отраслью проблемы вызваны причинами геолого-технического характера. В последние годы заметно изменилась сама структура запасов нефти. Наиболее крупные высокопродуктивные месторождения, обеспечивавшие высокие объемы добычи нефти в прошлые годы в настоящий момент значительно истощены. В общем объеме текущих запасов нефти возросла доля трудноизвлекаемых запасов, с освоением которых во многом связано дальнейшее развитие отечественной нефтяной промышленности. По мнению специалистов, доля трудноизвлекаемых запасов в общем балансе составит к 2020 до 75%. В настоящее время проектные значения нефтеотдачи вводимых в разработку месторождений устанавливаются всё ниже и ниже. Так, по некоторым данным, за период с 1965 г. по 2000 г. средняя проектная нефтеотдача по нашей стране снизилась с 48% до 35% (рис. В.1).

Сейчас основная часть трудноизвлекаемых запасов Российской Федерации приурочена к низкопроницаемым и карбонатным коллекторам — 73%, к пластам, содержащим высоковязкую нефть — 12%, обширным подгазовым зонам нефтегазовых залежей — около 15% и пластам, залегающим на больших глубинах — 7%. Разработка таких запасов с использованием традиционной для нашей страны технологии заводнения экономически не эффективна. Хотя почти 90% месторождений России традиционно разрабатываются с применением этого метода, но, являясь хорошо освоенным и относительно недорогим, он, тем не менее, не везде подходит. Часто отмечается преждевременный прорыв воды к добывающим скважинам, остаются большие участки, не охваченные воздействием. Иногда заводнение не может быть реализовано по причинам геологического, технологического или экологического характера. Трудноизвлекаемые запасы нуждаются в применении принципиально новых технологий разработки, учитывающих особенности извлечения запасов этих категорий. Возникает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.

5<>Д5

2 проектная нефтеотдача в России по периодам и нефтеотдача в США проектная нефтеотдача в ХМАО средняя проектная нефтеотдача в России годы 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005

Рис. В. 1 - Динамика проектной нефтеотдачи в СССР/России и США.

В первую очередь за счет широкого применения на практике МУН в США наблюдается постоянный рост нефтеотдачи. Это тепловые, газовые, химические и микробиологические методы. В нашей стране наибольший интерес нефтяных компаний вызывают гидравлический разрыв пласта, разбуривание боковых стволов, обработка прискважинных зон пластов. Эти методы являются в большей степени методами интенсификации добычи, а при недостаточно обоснованном применении могут значительно снизить потенциально достигаемую нефтеотдачу. К сожалению, применение в качестве МУН тепловых и газовых методов в нашей стране представлено лишь единичными случаями.

Кроме резкого уменьшения нефтеотдачи в последнее время все ярче проявляется проблема сжигания на промыслах попутного нефтяного газа (ПНГ). Так, по данным НижневартовскНИГТИнефть [103], в настоящее время уже не Нигерия, а Россия находится на первом месте в этом списке. Так, еще в 2004 году по официальным данным Нигерия сожгла 24,1 млрд. м3 газа, а о ,

Россия - 14,9 млрд. м . Между тем, данные за 2007-й год показывают, что в России было сожжено 20,0 млрд. м3 газа, а Нигерией — 19,0 млрд. м3. Этот безрадостный факт объясняется не только удаленностью вводимых в разработку новых месторождений, но и низкой степенью контроля над сжиганием этого ценного химического вещества. Так, например, подавляющее большинство факелов не снабжено расходомерами, которые должны определять объемы сжигания.

Таблица В.1 - Страны-лидеры по сжиганию ПНГ (2007 г.).

Страна- Объем сжигаемого газа, млрд. м3/год

Россияч 20,0

Нигерия 19,0

Иран 13;2

• . Ирак 8;3

Ангола 6,5

В связи с этим следовало бы обратить особое внимание на> газовые методы воздействия- на пласт. Закачка газа в пласт получила большое распространение за рубежом. Так, в США газовые методы- занимают второе место (после тепловых) среди методов повышения' нефтеотдачи, как по объему добычи, так и числу действующих проектов. С 1988 по 1998 г. доля нефти, добытой за счет газовых методов, возросла от 21 до 40% всего объема дополнительно, добытой« нефти с применением новых методов (рис. В.2), а число проектов - от 25 до 40% [132]. В России, в связи с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, газовое или комбинированное с газовым воздействие могут оказаться эффективной заменой традиционному заводнению. Большим преимуществом, газового воздействия является то, что оно может применяться в широком диапазоне геолого-физических условий как отдельно, так и вместе с другими методами: заводнением, физикохимическими методами и др. С этой точки зрения заманчивым методом для нефтяных компаний является водогазовое воздействие, сочетающее в себе преимущества газового воздействия и традиционного заводнения.

Фимкоюммв

СК1Ю

9%

Углеводород 14%

Углекислый га* 24%

Рис. В.2 - Доля газовых методов среди всех проектов МУН в США [132].

Применение технологий водогазового воздействия с одновременной закачкой, либо попеременной закачкой воды и газа, позволяет значительно повысить нефтеотдачу пластов, по разным оценкам на 12-19%, по сравнению с обычным заводнением. Водогазовое воздействие может относиться как к вторичным методам повышения нефтеотдачи, так и к третичным. В качестве третичного метода, водогазовое воздействие позволяет извлекать значительные количества остаточной нефти, недоизвлеченной при вторичных методах. Увеличение степени нефтеизвлечения при водогазовом воздействии по сравнению с заводнением достигается в результате следующих факторов:

- снижения вязкости нефти за счет растворения в ней газа;

- дополнительного вытеснения нефти газом из крупных гидрофобных пор и верхних тупиковых зон;

- увеличения коэффициента охвата по сравнению с заводнением за счет безопасной для пласта блокировки каналов высокой проводимости;

- увеличения коэффициента охвата за счет вытеснения нефти повышенной вязкости водогазовой смесью, вязкость которой выше чем вязкость воды

- вытеснения нефти газом, перемещающимся в верхнюю часть пласта;

- благоприятных условий для неточного (эмульгированного) течения фаз нефть-вода.

Однако широкое внедрение таких технологий на нефтепромыслах сдерживается рядом причин. К этим причинам относятся: отсутствие эффективных технических средств для подготовки и закачки газа в пласт, недостаточная изученность процессов, протекающих в нефтяном пласте при водогазовом воздействии, а также различные технологические осложнения, сопровождающие ход внедрения таких технологий (прорывы газа к добывающим скважинам, гидратообразование и т.п.). С этой точки зрения требуется разработка и внедрения принципиально новых технологических решений, позволяющих качественно улучшить процесс воздействия на пласт водогазовой смесью (ВГС) на основе попутного нефтяного газа.

Целью данной работы является исследование процесса вытеснения нефти повышенной вязкости водогазовой смесью, разработка технологических схем насосно-эжекторной и насосно-компрессорной технологий водогазового воздействия для внедрения на промыслах.

Для достижения - поставленной цели нужно решить следующие основные задачи исследований:

1. Определить эффективность применения водогазового воздействия по результатам физического моделирования с начала разработки при вытеснении нефти с повышенной вязкостью по сравнению с традиционным заводнением.

2. Определить по результатам физического моделирования эффективность применения водогазового воздействия в качестве метода увеличения нефтеотдачи, который применяется при довытеснении нефти повышенной вязкости после заводнения.

3. Разработать и рассчитать технологические схемы насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовой смеси применительно к месторождениям России.

В работе выполнен анализ влияния параметров закачиваемой водогазовой смеси на процесс вытеснения нефти повышенной вязкости.

По результатам физического моделирования была подтверждена эффективность применения водогазового воздействия по сравнению с традиционным заводнением при вытеснении нефти с повышенной вязкостью как с начала разработки, так и в качестве метода увеличения нефтеотдачи при довытеснении нефти после заводнения.

Эффективность вытеснения нефти водогазовыми смесями, показанная экспериментами на насыпных моделях пласта, подтверждена экспериментально на керновых колонках.

Был экспериментально определён оптимальный интервал газосодержаний водогазо'вой смеси, это позволит наиболее эффективно осуществлять водогазовое воздействие на пласты, содержащие нефти с широким интервалом значений вязкости.

Были получены 2 патента РФ на системы для водогазового воздействия на пласт, позволяющие значительно оптимизировать процесс нагнетания водогазовых смесей в пласт.,

Были разработаны и рассчитаны технологические схемы насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей применительно к Крапивинскому и Южно-Тарасовскому месторождениям России.

Научная новизна работы

1. Экспериментальные исследования позволили установить, что водогазовое воздействие позволяет эффективно вытеснять нефть повышенной вязкости (от 1,1 до 70 мПа-с) по сравнению с традиционным заводнением. Прирост коэффициента вытеснения составляет по сравнению с заводнением 12-^-23% при ВГВ с начала разработки, 7-И1% при использовании ВГВ в качестве метода довытеснения после заводнения. Выявлен оптимальный интервал газосодержаний смеси (от 20 до 75%), при котором достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти из модели пласта.

2. На керновых колонках проверены результаты экспериментов, полученных на насыпных моделях пласта. Получен прирост коэффициента вытеснения 6% при использовании ВГВ в качестве метода довытеснения после заводнения. Доказана эффективность воздействия водогазовой смесью (газосодержание 20-^-75%) в качестве метода довытеснения нефти после заводнения.

3. Рассчитаны и разработаны принципиально новые системы для водогазового воздействия на пласт (патенты РФ № 2293178 и № 2315589). Данные системы просты, надежны, относительно недороги, они позволяют эффективно закачивать в пласт водогазовые смеси с необходимыми условиями нагнетания.

Практическая ценность

Результаты диссертационных исследований вошли в отчеты по договору № 42-05 между РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и ООО «ПермНИПИнефть» от 01.09.2005г. «Разработка технологического комплекса и технологии подготовки газированной воды для закачки в систему ППД с использованием линии многофазного транспорта продукции скважин для Ножовского, Шумовского, Москудьинского и Шагиртского месторождений», приняты к внедрению и будут реализованы в 2010 г.

В диссертации представлены технологические схемы, рекомендуемые для закачки водогазовых смесей в пласт на Крапивинском и Южно-Тарасовском месторождениях.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались: на научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций "Молодежная наука нефтегазовому комплексу" (Москва, 2004); на Научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Молодые - наукам о Земле" (Москва, 2006); на Русско-Каспийском форуме под эгидой 8РЕ (Москва, 2006); на 7-ой научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, 2007); на 1-ой Всероссийской научно-практической конференции "Современные технологии для ТЭК Западной Сибири" (Тюмень, 2007); на первой межрегиональной конференции молодых специалистов "Извлечение трудноизвлекаемых запасов нефти" (Ноябрьск, 2007); на ежегодной технической конференции SPE - Annual Technical Conference and Exhibition (Анахайм, США, 2007); на молодёжной научно-технической конференции с международным участием "Основные проблемы освоения и обустройства нефтегазовых месторождений и пути их решения" (Оренбург, 2008); на научно-технической конференции ОАО «ЛУКОЙЛ» "Совершенствование технологий разработки и повышения нефтеотдачи пластов месторождений Группы «ЛУКОЙЛ»" (Москва, 2008); на Российской нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008 (Москва, 2008).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 19 печатных работ, в том числе 2 патента РФ и 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК. Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы из 162 наименований. Общий объём работы — 166 страниц, в том числе 23 таблицы и 50 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Телков, Виктор Павлович

Выводы: проведенные эксперименты по исследованию вытеснения нефти водогазовыми смесями на различных моделях пластов для условий Шумовского месторождения позволяют сделать следующие выводы:

1. Подтверждена эффективность использования водогазового воздействия применительно к условиям Шумовского месторождения.

2. Водогазовое воздействие эффективно при использовании его с начала разработки, прирост коэффициента вытеснения составляет 13-К7 % по сравнению с заводнением в зависимости от свойств нефти и пласта (данные для насыпных моделей).

3. Водогазовое воздействие эффективно в качестве метода увеличения нефтеотдачи после заводнения. Прирост коэффициента вытеснения для условий Шумовского месторождения составляет 6^7 % по сравнению с заводнением в зависимости от коллекторских свойств пласта и свойств нефти для насыпных моделей и примерно столько же в случае исследования процесса вытеснения на керновых колонках.

2.3.3. Дополнительные исследования вытеснения нефтей повышенной вязкости

Для того чтобы лучше проанализировать вытеснение нефти по всему интервалу её вязкости были проведены дополнительные исследования. Так, для вытеснения были выбраны насыпные модели, в качестве нефти были использованы рекомбинированные пробы нефти вязкостью 22; 30; 50 мПа-с. Методика моделирования этих проб описана выше. На этих нефтях были проведены вытеснение водным раствором ПАВ и вытеснение водогазовой смесью с начала разработки.

Вытеснение нефти из насыпных моделей пласта заводнением. Для оценки результатов вытеснения нефти из модели пласта сначала были проведены базовые эксперименты по вытеснению нефти водным раствором ПАВ.

По результатам проведённых экспериментов были определены:

1. Коэффициент вытеснения (2.14)

2. Объём прокачанного водного раствора ПАВ (2.15)

Исследования вытеснения нефти водой проводились на моделях 2П5, 2П7, 2П9. Коллекторские свойства этих моделей приведены в табл. 2.14.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные в рамках диссертационной работы исследования и расчеты позволили получить следующие основные результаты:

1. По результатам физического моделирования установлена эффективность применения водогазового воздействия с начала разработки при вытеснении нефти с повышенной вязкостью по сравнению с традиционным заводнением.

2. Экспериментальные исследования показали, что водогазовое воздействие эффективно в качестве метода увеличения нефтеотдачи при довытеснении нефти повышенной вязкости после заводнения. Эффективность вытеснения нефти водогазовыми смесями, показанная экспериментами на насыпных моделях пласта, подтверждена физическим моделированием вытеснения нефти на керновых колонках.

3. Экспериментально определён оптимальный интервал газосодержаний водогазовой смеси, это позволяет наиболее эффективно осуществить водогазовое воздействие на пласты, содержащие нефти с повышенной вязкостью (до 70 мПа-с).

4. Получены аппроксимирующие зависимости, которые можно использовать для определения прироста коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии (при проницаемости 0,12-Ю,22 мкм~ и вязкости 1,2-70 мПа-с).

5. Получены 2 патента РФ на системы для водогазового воздействия на пласт, позволяющие значительно оптимизировать процесс нагнетания водогазовых смесей в пласт.

6. На основе новых запатентованных решениях для закачки водогазовой смеси разработаны и рассчитаны технологические схемы насосно-эжекторной и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей применительно к Крапивинскому и Южно-Тарасовскому месторождениям России.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Телков, Виктор Павлович, Москва

1. Аванесов В.Т. К вопросам внедрения метода газовой репрессии. — Нефтяное хозяйство, 1951, №3, с. 20-24.

2. Авт. свид. СССР №714044. Способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом и устройство для его осуществления / Белей И.В., Лопатин Ю.С., Олейник С.П. Опубл. 02.05.80. Б.И. №5.

3. Алексеев Д.Л., Владимиров И.В., Вафин Р.В. Повышение эффективности вытеснения нефти из неоднородных коллекторов нестационарным водогазовым воздействием. Интервал, 2007, №2, с. 5-10.

4. Аллахвердиева Р.Г., Борисов Ю.П., Гордеев Ю.М. Вытеснение нефти повышенной вязкости водогазовой смесью. Нефтепромысловое дело, 1979, №3, с. 18-19.

5. Арустамова Ц.Т., Иванников В.Г. Гидравлика: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1995.- 198 с.

6. Бальцер В.Я. Результаты газовой репрессии на месторождении Кум-Даг. Нефтяное хозяйство, 1957, №3, с. 44-45.

7. Белей И.В., Карлов Р.Г., Лопатин Ю.С., Калимулин P.C., Рябин Н.Д., Кабанов К.С. Бустерный насос-компрессор для ликвидации факела нефтяного газа. Нефтяное хозяйство, 1994, №9, с. 60-62.

8. Бошенятов Б.В., Чернышев И.В. К вопросу об эффективной вязкости микропузырьковой среды // Молекулярная газодинамика и механика неоднородных сред. М.: Наука, 1990, с. 179-183.

9. Буевич Ю.А., Сафрай В.М. Вязкость жидкой фазы в дисперсных системах. ПМТФ, 1967, №2, с. 45-49.

10. Бураков Ю.Г., Уляшев В.Е., Гужов H.A. Анализ эффективности и механизм водогазового воздействия на выпавший в пласте конденсат. -Газовая промышленность, 1991, №7, с. 29-30.

11. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. Нефтепромысловое дело, 1995, №8-10, с. 54-59.

12. Ваньков A.A., Нургалиев Р.Г., Червин Ю.А., Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. Нефтепромысловое дело, 2007, №3, с. 10-13.

13. Васильев Ю.Н., Гладков Е.П. Экспериментальное исследование вакуумного водо-воздушного эжектора с многоствольным соплом. В сб.: Лопаточные машины и струйные аппараты, вып. 5. - М.: Машиностроение, 1971.-с. 262-306.

14. Вафин Р.В. Метод регулирования технологией водогазового воздействия на пласт. Нефтепромысловое дело, 2008, №2, с. 30-32.

15. Вафин Р.В. Повышение эффективности технологии водогазового воздействия на пласт на Алексеевском месторождении. — Нефтепромысловое дело, 2008, №2, с. 33-35.

16. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты. Нефтепромысловое дело, 2004, №6, с. 32-38.

17. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Тазиев М.М. и др. Водогазовое воздействие перспективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений с карбонатными коллекторами. - Нефтепромысловое дело, 2005, №1, с. 38-42.

18. Вафин Р.В. Повышения эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт. Дисс. . к.т.н. Уфа, 2004.

19. Вафин Р.В. Разработка нефтенасыщенных трещиновато-поровых коллекторов водогазовым воздействием на пласт. СПб.: Недра, 2006. - 170с.

20. Вашуркин А.И., Долгих М.Е., Пономарева И.А., Праведников Н.К., Свищев М.Ф. Использование нефтяного газа для повышения нефтеотдачи на Самотлорском месторождении. Нефтяное хозяйство, 1977, №4, с. 33-35.

21. Вашуркин А.И., Свищев М.Ф., Ложкин Г.В. Повышение нефтеотдачи водогазовым воздействием на пласт. Нефтепромысловое дело, 1977, №9, с. 23-24.

22. Габсия Б.К. Экспериментальное обоснование технологии увеличения нефтеотдачи с использованием мелкодисперсной твердой фазы. Дисс. . к.т.н.- М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

23. Галхиев Ф.Ф., Гусев C.B., Мшунова C.B., Платонов И.Е., Трофимов A.C. Разработка методов ре1упирования газового и водогазового воздействия.- Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа, 2007, №17.

24. Гатауллина Э. С поправкой на попутный газ. Нефтяные вести, №90, 24 ноября 2007, с. 4.

25. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Газовое заводнение радикальное средство значительного увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтепромысловое дело, 2003, №7, с. 22-25.

26. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Газовое заводнение. Перспективы широкого промышленного применения. — Нефтяное хозяйство, 2007, №2, с. 41-43.

27. Гусев C.B. Эффективность методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 1990, №2, с. 35-38.

28. Гусев C.B., Коваль Я.Г., Сурнова Т.М., Харитонова Г.А. Ре1угсирование водогазового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, 1990, №6, с. 49-52.

29. Демьянова Л. А., Дроздов А.Н. Теория, экспериментальные исследования и расчет струйных аппаратов при откачке газожидкостных смесей. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000.

30. Донец К.Г. Гидропроводные струйные компрессорные установки. М.: Недра, 1990. - 174 с.

31. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дис. . канд. техн. наук. - М., 1982. - 212 с.

32. Дроздов А.Н., Агеев Ш.Р., Рабинович А.И., Ковригин А.Г., Дроздов H.A. Совершенствование насосно-эжекторных систем для водогазового воздействия на пласт. Бурение и нефть, 2008, №07-08, с. 45-48.

33. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П. Водогазовое воздействие: исследование процесса вытеснения нефтей различной вязкости применительно к Шумовскому месторождению. — Территория Нефтегаз, 2007, №4, с. 56-61.

34. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П., Вербицкий B.C., Деньгаев A.B., Ламбин Д.Н. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Территория Нефтегаз, 2006, № 2, с. 54-59.

35. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А. Подбор оборудования для осуществления водогазового воздействия на нефтяные пласты. Нефтепромысловое дело, 2005, №5, с. 16-22.

36. Дроздов А.Н., Красильников И.А., Телков В.П., Фаткуллин A.A., Чабина Т.В. Технология и техника водогазового воздействия на пласт для повышения углеводородоотдачи с помощью насосно-эжекторных систем. — Территория Нефтегаз, 2008, №8, с. 54-61.

37. Дроздов А.Н., Телков В.П., Егоров Ю.А., Вербицкий B.C., Деньгаев A.B., Хабибуллин А.Р., Матвеев Г.Н., Чабина Т.В. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями. -Нефтяное хозяйство, 2007, №1, с. 58-59.

38. Дубков И.Б., Ярославцев К.В., Минаков C.B., Гринько A.A. Использование газа газовой шапки для увеличения нефтеотдачи газонефтяных залежей (естественное водогазовое воздействие). — Бурение и нефть, 2008, №07-08, с. 39-41.

39. Егоров Ю.А. Характеристики жидкостно-газового эжектора при различных давлениях в приемной камере. Территория Нефтегаз, 2006, №4, с. 20-22.

40. Егоров Ю.А. Разработка технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Дисс. к.т.н. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006.

41. Ефремов Е.П., Вашуркин А.И., Трофимов A.C., Цымлянский Г.К., Королев C.B. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 1986, №12, с. 36-40.

42. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Левочкин В.В., Фахретдинов Р.Н., Остапчук С.С. Водогазовое воздействие на Новогоднем месторождении. — Нефтяное хозяйство, 2006, №12, с. 40-43.

43. Закс Л. Статистическое оценивание. М.: Статистика, 1976. — 598 с.

44. Зарипов М.С. Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт. Дисс. . к.т.н. — Уфа, 2006.

45. Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. — Нефтепромысловое дело, 2007, №1, с. 10-14.

46. Зацепин В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействия с закачкой водогазовой смеси в пласт. — Нефтепромысловое дело, 2007, №2, с. 10-14.

47. Зацепин В.В., Черников E.B. Некоторые вопросы реализации водогазового воздействия на Восточно-Перевальном месторождении. — Нефтяное хозяйство, 2007, №2, с. 44-47.

48. Зубарев В.В., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин A.B. Проектирование водогазового воздействия с использованием информационных технологий. Бурение и нефть, 2008, №07-08, с. 52-53.

49. Иванова И.С., Sorbie K.S. and van Dijke M.I.J. Анализ траекторий вытеснения фаз при закачке газа и в трехфазных течениях при водогазовом воздействии (ВГВ). SPE 103583.

50. Иванишин B.C., Карнаушевская Ж.И., Лискевич Е.И. Об эффективности создания газоводяной репрессии на Битковском месторождении. Нефтяное хозяйство, 1975, №2, с. 35-38.

51. Каннингэм Р.Г. Сжатие газа с помощью жидкоструйного насоса. Тр. американского общества инженеров-механиков, серия Д. Теоретические основы инженерных расчетов, 1974, №3, с. 112-128.

52. Каннингэм Р.Г, Допкин Р. Дж. Длина участка разрушения струи и смешивающей горловины жидкоструйного насоса для перекачки газа. Тр. американского общества инженеров-механиков, серия Д. Теоретические основы инженерных расчетов, 1974, №3, с. 128-141.

53. Каптелинин Н.Д., Малышев А.Г. Фазовые соотношения газо-водогидратных смесей при закачке их в нагнетательные скважины. -Нефтяное хозяйство, 1978, №5, с. 44-47.

54. Кокорев В. Инновационному пути развития сегодня нет альтернативы. Нефть и Капитал, 2007, №3, с. 2-5.

55. Крючков В.И., Ибатуллин P.P., Романов Г.В., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению. — Интервал, 2002, №6, с. 46-50.

56. Крючков В.И., Романов Г.В., Печеркин М.Ф., Ибатуллин P.P., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению. Интервал, 2004, №4-5, с. 56-60.

57. Крючков В.И. Применение водогазовых систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения. Дисс. . к.т.н. Бугульма, 2002.

58. Курбанов А.К., Кац P.M., Шерстняков В.Ф., Кундин A.C., Лубяная Т.А. Эффективность водогазового воздействия на нефтяной пласт Тр. ВНИИ, 1981, вып. 75, с. 56-62.

59. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976.

60. Латыпов А.Р., Афанасьев И.С., Захаров В.П., Исмагилов Т.А. Методические вопросы повышения нефтеотдачи пластов путем закачки углеводородного газа. Нефтяное хозяйство, 2007, №11, с. 28-31.

61. Латыпов А.Р., Зацепин В.В. Геолого-физические критерии эффективного применения технологий газового и водогазового воздействия. — Научно-технический вестник ОАО «Роснефть», 2007, №5, с. 23-29.

62. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Гостехиздат; 1959.

63. Лискевич Е.И. Экспериментальные исследования процесса комбинированного вытеснения нефти водой и газом. Дисс. . к.т.н. Ивано-Франковск, 1974.

64. Лопатин Ю.С., Минулин М.М., Савельев C.B. Способ нагнетания газожидкостной смеси и устройство для его осуществления. Территория Нефтегаз, 2005, № 9, с. 44-46.

65. Лопатин Ю.С., Оксман А.Л. Преимущества газобустерной насосно-компрессорной установки УНГ 8/15 в нефтегазовом производстве. Нефтяное хозяйство, 2003, №9, с. 82-85.

66. Лысенко В.Д. Определение коэффициента вытеснения нефти газом. — Нефтепромысловое дело, 2007, №11, с. 18-19.

67. Лысенко В.Д. Проблемы разработки залежей нефти при газовом заводнении и чередующейся закачке воды и газа. Нефтепромысловое дело, 2007, №2, с. 4-9.

68. Лысенко В.Д. Расчет разработки нефтяной залежи при газовом заводнении. Нефтепромысловое дело, 2003, №1, с. 6-11.

69. Лысенко В.Д. Сравнение разработки нефтяных пластов при закачке газа, заводнении и газовом заводнении. Нефтепромысловое дело, 2002, №12, с. 8-14.

70. Любащ Я. Исследование процесса возвратного нагнетания кислых газов в нефтяные и газовые месторождения Польши. Нефтяное хозяйство, 2004, №1, с. 116-117.

71. Макатров А.К. Физическое моделирование водогазового воздействия на залежи нефти в осложненных горно-геологических условиях. Дисс. . к.т.н. — Уфа.: БГУ, 2006.

72. Максутов Р., Зацепин В. Классификация технологий водогазового воздействия. — Технологии ТЭК, 2007, №1, с. 42-45.

73. Мамлеев Р.Ш., Лембумба М.А., Гриценко А.Н., Матвеев Н.И. О новой технологии бескомпрессорного совместного водогазового воздействия. -Нефтяное хозяйство, 1994, №11-12, с. 71-73.

74. Мамлеев Р.Ш., Прокошев H.A. Опыт закачки водогазовой смеси для повышения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство, 1979, №3, с. 32-34.

75. Методическое руководство по определению коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Москва, изд-во ВНИИ, 1975.

76. Микитко И.Т., Острянская Л.Г. Прогнозирование разработки нефтяных залежей при газовой репрессии на поздней стадии. Нефтяная и газовая промышленность, 1979, №4, с. 23-25.

77. Михайлов Д.Н., Степанова Г.С. Механизм вытеснения нефти газом и водой в присутствии пенообразующих ПАВ. Технологии нефти и газа, 2004, №5, с. 50-60.

78. Михайлов Д.Н., Степанова Г.С. О влиянии адсорбции — десорбции микрозародышей газа на характер фильтрации газированной жидкости. -Механика жидкости и газа, 2003, №5.

79. Мищук И.Н., Иванишин B.C. Некоторые вопросы выработки продуктивных горизонтов Битковского нефтяного месторождения. Нефтепромысловое дело, 1979, №10, с. 10-11.

80. Муркес Н.М., Сургучев М.Л., Шовкринский Г.Ю. К выбору оптимальной технологии вытеснения нефти водогазовыми смесями. Тр. ВНИИнефть, 1979, вып. 68, с. 24-27.

81. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Вафин Р.В. и др. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении. Нефтепромысловое дело, 2004, №6, с. 23-31.

82. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. — М.: Миннефтепром, 1986. — 19 с.

83. Островский Ю.М., Оноприенко В.П., Хомышин А.И. Физико-геологические и технологические факторы целесообразности газоводяного воздействия на нефтяные пласты. Труды Укргипрониинефть, 1979, вып. 23, с. 93-98.

84. Островский Ю.М., Хомышин А.И., Лискевич Е.И. Вытеснение газированной нефти газоводяными смесями. — Труды Укргипрониинефть, 1979, вып. 23, с. 98-100.

85. Островский Ю.М., Хомышин А.И. Вытеснение нефти газоводяными смесями из слоисто-неоднородных пластов. Труды Укргипрониинефть, 1979, вып. 23, с. 100-102.

86. Патент РФ № 2088752, МПК Е21В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения / В.И. Крючков, Г.И. Губеева. Опубл. 27.08.1997, Б.И. № 24.

87. Патент РФ № 2190760, МПК Е21В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Фаткуллин A.A. Опубл. 10.10.2002, Б.И. №28.

88. Патент РФ № 2266429, МПК Е21В 43/20. Гидрокомпрессионный бустерный насос / Белей О.И., Лопатин С.Ю., Олейник О.С. Опубл. 20.12.2005, Б.И. №35.

89. Патент РФ № 2293178, МПК Е21В 43/20. Система для водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев A.B., Ламбин Д.Н., Красильников И.А., Егоров Ю.А., Телков В.П., Попов Д.И. Опубл. 10.02.2007, Б.И. №4.

90. Патент РФ № 2315589, МПК Е21В 43/20. Система для водогазового воздействия на пласт / Дроздов А.Н., Вербицкий B.C., Деньгаев A.B., Агеев Ш.Р., Анохин В.Д., Егоров Ю.А., Телков В.П., Красильников И.А., Ламбин Д.Н. Опубл. 27.01.2008, Б.И. № 3.

91. Патент США № 5421408, МПК Е21В 43/16. Simultaneous water and gas injection into earth Formations / Stoisits R.F., Kolpak M.M., Krist G.J. at al. Date of Patent: Jun. 6, 1995.

92. Пияков Г., Макатров А., Юсупов P. Физическое моделирование технологии водогазового воздействия в карбонатных коллекторах турнея на примере Петропавловского месторождения. — Технологии ТЭК, 2006, №5, с. 52-56.

93. Пияков Г.Н., Тимашев Э.М., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. К вопросу использования нефтяного газа, сжигаемого в факелах, для увеличения нефтеотдачи. Нефтепромысловое дело, 1995, № 6, с. 6-9.

94. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Долматов В.Л. Экспериментальные исследования водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 1991, №8, с. 29-30.

95. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Романова Е.И. Исследование эффективности водогазового воздействия (на примере пласта K)i Когалымского месторождения). Нефтяное хозяйство, 1992, №1, с. 38-39.

96. Поваров И.А., Казанков A.B. Влияние соотношения рабочих агентов на эффективность вытеснения нефти водой и газом. Нефтяное хозяйство, 1977, №4, с. 35-38.

97. Поваров И.А., Ковалев А.Г., Кудинов В.И., Макеев Н.И. Интенсификация добычи нефти из обводненных нефтяных пластов путем попеременного нагнетания воды и газа. Нефтяное хозяйство, 1973, №12, с. 25-28.

98. Рязанов В., Рябов Е. Тушите факел! Эксперт, 2007, №30 (571).

99. Сафиуллина Е.У. Пенообразующая способность водных растворов поверхностно-активных веществ в технологии водогазового воздействия на пласт. Нефть, газ и бизнес, 2004, №1, с. 46-48.

100. Сафиуллина Е.У. Разработка способов приготовления и нагнетания водогазовых смесей для воздействия на нефтяной пласт. Дисс. к.т.н. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

101. Скауге А. Применение пены на месторождениях Северного моря. Доклады 1-ой Международной конференции и выставке «Нефтедобыча — 2003», «Современные изменения в нефтедобыче», 19-23 мая, Москва, Россия, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

102. Скауге А., Стенсен Я.О. Обзор промыслового опыта водогазового воздействия. Тезисы докладов 1-ой Международной научной конференции соврем, проблемы нефтеотдачи пластов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, с. 119-120.

103. Смолуховский М., Эйнштейн А. Броуновское движение. JL: ОНТИ, 1934.

104. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. М.: Энергоатомиздат, 1989.

105. Степанова Г., Михайлов Д. Расчеты процессов вытеснения нефти газом при водогазовом воздействии на пласты. Технологии ТЭК, 2006, №4, с. 3843.

106. Степанова Г., Михайлов Д. Технология водогазового воздействия на нефтяные пласты с использованием эффекта пенообразования. Технологии ТЭК, 2006, №3, с. 60-66.

107. Степанова Г.С. Механизм вытеснения нефти газом. Газовая промышленность, 2001, №11, с. 58-63.

108. Степанова Г.С. Новые методы газового и водогазового воздействия на нефтяные пласты. Бурение и нефть, 2003, №9, с. 18-20.

109. Степанова Г.С. Новые методы газового и водогазового воздействия на нефтяные пласты. Тезисы докладов 1-ой Международной научной конференции соврем, проблемы нефтеотдачи пластов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, с. 33-34.

110. Степанова Г.С. Оценка коэффициента нефтевытеснения при различных методах газового и водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, 1991, №7, с. 18-19.

111. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: «Газоил пресс», 2006. — 200 с.

112. Степанова Г.С., Михайлов Д.Н. Обоснование технологии водогазового воздействия, основанной на эффекте пенообразования. Нефтяное хозяйство,2008, №3, с. 76-79.

113. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991.

114. Сургучев М.Л., Сургучев Л.М. Процесс водогазового воздействия на неоднородные пласты. Нефтепромысловое дело, 1993, №6-7, с. 3-13.

115. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, 308 с.

116. Телин А., Макатров А., Пияков Г. Исследование эффективности водогазового воздействия для условий карбонатных отложений высоковязкой нефти турне йской залежи Онбийского месторождения. Технологии ТЭК, 2006, №2, с. 51-55.

117. Телков В.П. Определение оптимальных условий и области применения водогазового воздействия на пласт с целью увеличения КИН и утилизации ПНГ. Нефтепромысловое дело, 2008, №11, с. 57-59.

118. Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. -М.: «Недра-Бизнесцентр», 2005. 407 с.

119. Трофимов A.C. Водогазовое воздействие применительно к условиям полимиктовых коллекторов месторождений Западной Сибири.

120. Нефтепромысловое дело, 1992, №2, с. 15-19.

121. Файзрахманов P.P. Процессы циклического вытеснения и капиллярной пропитки применительно к подземному хранению газа. Дисс. . к.т.н. М.: ИПНГ РАН, 2004.

122. Фаткуллин A.A. Значение газовых методов в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. Нефтяное хозяйство, 2000, №1, с. 32-35.

123. Хаппель Дж., Бреннер Г. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса. М.: Мир; 1976.

124. Хлебников В.Н., Антонов C.B. Экспериментальное обоснование водогазового и термогазового воздействия на запасы нефти в гидрофобных карбонатных коллекторах. Интервал, 2007, №2, с. 12-16.

125. Чубанов О.В., Харланов С.А., Нургалиев Р.Г. Разработка и внедрение водогазовых методов повышения нефтеотдачи в ОАО «РИТЭК». -Территория Нефтегаз, 2008, №9, с. 42-48.

126. Шакиров Х.Г., Усенко В.Ф. Об эффективности водогазового воздействия на обводненные пласты ЮК10-ц Талинской площади. -Нефтепромысловое дело, 1994, №5, с. 17-20.

127. Шевченко А.К. К методике определения коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью на физических моделях. Интервал, 2007, №2, с. 52-53.

128. Шевченко А.К., Ханов А.В., Быкадоров А.В. Особенности водогазового воздействия на обводненный объем массивной нефтяной залежи. — Интервал, 2006, №12, с. 34-39.

129. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой. Труды ВНИИ, вып. XII. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных месторождений. — JL: Гостоптехиздат, 1958.

130. Berge, L.I., Stensen, J.A., Crapez, В. and Quale, E.A.: "SWAG Injectivity Behavior Based on Siri Field Data", paper SPE 75126 presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, 13-17 April 2002.

131. Caudle, B.H. and Dyes, A.B.: "Improving Miscible Displacement by Gas-Water Injection," Trans., AIME (1958) 213, 281.

132. Christensen, J.R., Stenby, E.H. and Skauge, A "Review of WAG Field Experience", SPE 39883, SPE International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico, Vilahermosa, Mexico 3-5 March 1998.

133. Cone С. "Case history of the University Block-9 (Wolfcamp) field a gas-water injection secondary recovery project", JPT, 1970, XII, vol. 22, dec., p. 14851491.

134. Double Effect of Water Alternation Gas Technology Двойной удар водогазового воздействия. — Oil&Gas Eurasia, 2007, №2, с. 42-47.

135. Drozdov A.N., Yegorov Yu.A., Telkov V.P., Verbitsky V.S., Dengaev A.N., Lambin D.N. The Technology of and equipment for oil strata pressure maintenance by water-gas mixture injection. Oil Gas Chemistry, 2006, №2, 18-23.

136. Larry Lake. EOR Fundamentals. University of Texas at Austin, 2005.

137. Laurier L. Schramm. Foams: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry. Washington, Dc, American Chemical Society, 1994.

138. Ma, T.D., Rugen, J.A., Stoisits, R.F. and Youngren, G.K.: "Simultaneous Water and Gas Injection Pilot at the Kuparuk River Field, Reservoir Impact", paper SPE 30726, SPE Annual Technical Conference, Oct. 1995.

139. Magruder, J.B., Stiles, L.H., and Yelverton, T.D.: "A Review of the Means San Andres Unit Full-Scale C02 Tertiary Project," JPT (May 1990) 638.

140. Quale, E.A., Crapez, В., Stensen, J.A., and Berge, L.I.B., "SWAG Injection on the Siri Field An Optimized Injection System for Less Cost", paper SPE 65165 presented at the SPE European Petroleum Conference held in Paris, France, October, 24-25, 2000,.

141. Shi W., Corwith J., Bouchard A., Bone R. and Reinbold E.: "Kuparuk MWAG Project after 20 Years", paper SPE 113933, SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, 19-23 April 2008.

142. Stephenson, D.J., Graham, A.G. and Luhning R.W.: "Mobility Control Experience in the Joffre Viking Miscible CO2 Flood", SPE Reservoir Engineering, Aug. 1993.

143. Stoisits, R.F., Krist, G.J., Ma, T.D., Rugen, J.A., Kolpak, M.M. and Payne, R.L.: "Simultaneous Water and Gas Injection Pilot at the Kuparuk River Field, Surface Line Impact", paper SPE 30645, SPE Annual Technical Conference, Oct. 1995.

144. Telkov V.P.: "Improvement of Oil Recovery by Jet and Electrical Centrifugal Pumping Technology of Water/Gas Influence," paper SPE 114332-STU presented at the 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, 11-14 November.

145. Wacholder E., Hetsroni Cg. The Viscosity of Emulsions Containing Fluid Spheres. Jsrael Journal of Tehnology, 1970, Vol. 8, №3.

146. Walker, J.W. and Turner, J.L.: "Performance of Seeligson Zone 20B-07 Enriched-Gas-Drive Project," JPT (April 1968) 369.