Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов"

На правах рукописи УДК 622.276.344

Егоров Юрий Андреевич

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2006 год

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Дроздов Александр Николаевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Максутов Рафхат Ахметович

доктор технических наук, профессор Степанова Галина Сергеевна

Ведущая организация - Институт проблем нефти и газа

Российской академии наук (ИПНГ РАН, Москва)

Защита состоится «25» Омрнл^ 200 С г. в ауд. 73| вЛГч. на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина, по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65.

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

Автореферат разослан «22. » 200 6 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д.212.200.08, д.т.н., проф. ^ ^ Сомов

Г?

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

В настоящее время растет интерес к технологии водогазового воздействия (ВГВ) на нефтяные пласты. ВГВ сочетает в себе положительные стороны таких технологий добычи нефти, как заводнение и закачка в пласт углеводородного газа.

Сейчас заводнение - один из основных методов разработки нефтяных месторождений, но его возможности ограничены вследствие физики самого процесса. Коэффициент нефтеотдачи при заводнении не превышает 0,3 - 0,5 балансовых запасов в зависимости от пластовых условий. Установлено, что коэффициент нефтеотдачи можно увеличить, если заводнение осуществляется при наличии в пласте свободной газовой фазы.

Газовый метод воздействия на нефтяные пласты считается перспективным и широко используется за рубежом. Но при закачке в пласт одного газа возможен его прорыв в добывающие скважины из-за разницы в подвижностях нефти и газа. Прорывы газа снижают эффективность метода. Поэтому целесообразно вместе с газом закачивать в пласт воду.

Первоначально метод ВГВ представлял собой поочередную закачку в пласт воды и газа. В некоторых работах предложено закачивать воду и газ в пласт не оторочками, а в виде смеси. Для закачки в пласт используется попутный газ, добываемый вместе с нефтью, или газ, получаемый при разгазировании нефти в процессе ее промысловой подготовки. Применение этого газа для осуществления воздействия на пласт позволяет отказаться от его сжигания на факелах.

До настоящего времени используемая при ВГВ техника и методики не позволяли достичь высокой рентабельности разработки, поэтому все работы по проведению ВГВ ограничивались опытным внедрением.

Для успешного применения ВГВ требуется провести исследования вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью. Имеющихся опытных данных недостаточно для окончательных выводов о применимости таких смесей. Также необходимо из«чН1ь uaGuim щлшсссы насосного

• рос.Национальная i

БИБЛИОТЕКА |

оборудования при приготовлении и перекачке смесей с повышенным газосодержанием и разработать схему внедрения ВГВ на промыслах.

Целью данной работы является исследование процесса вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью, проведение испытаний используемого насосного оборудования и разработка технологической схемы водогазового воздействия для внедрения на промыслах, причем должно осуществляться наиболее полное вытеснение нефти и использоваться доступная в условиях промыслов техника, которую могут производить отечественные машиностроительные заводы.

Основные задачи исследований:

1. Изучение влияния газосодержания и структуры (преобладающих размеров газовых пузырьков) мелкодисперсной водогазовой смеси, приготовляемой струйным аппаратом, на процесс вытеснения.

2. Исследование процесса довытеснения нефти из пласта мелкодисперсными водогазовыми смесями.

3. Оценка применимости различных ПАВ для стабилизации водогазовой смеси.

4. Определение рациональной геометрии проточной части струйного аппарата применительно к технологии ВГВ.

5. Исследование характеристик струйного аппарата при работе с подпором в приемной камере применительно к технологии ВГВ.

6. Исследование характеристик работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) на мелкодисперсной смеси «вода+газ+ПАВ» применительно к технологии ВГВ.

7. Разработка технологической схемы проведения водогазового воздействия применительно к условиям месторождений.

Мез оды решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем проведения экспериментальных исследований. Автором создан стенд в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина для изучения процесса вытеснения нефти водогазовыми смесями. Исследования технологического -оборудования (струйные аппараты, ЭЦН)

проводились на имеющемся в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина стенде для испытаний насосов и насосно-эжекторных систем. Научная новизна работы

1. Исследован процесс вытеснения модели нефти мелкодисперсной водогазовой смесью «вода+азот+ПАВ», приготовляемой струйным аппаратом. На модели пласта показана эффективность водогазового воздействия при вытеснении модели нефти мелкодисперсной смесью «вода+газ+ПАВ» по сравнению с заводнением и вытеснением нефти газом при различных давлениях. Установлена область оптимальных газосодержаний смеси - от 30 до 70%. В этой области коэффициент вытеснения максимален (74 - 75%) и практически не зависит от газосодержания. Уменьшение диаметра пузырьков газа в 6 - 8 раз (от 550-800 до 70-120 мкм) незначительно влияет на процесс вытеснения. Это показывает, что при попадании водогазовой смеси в пласт пористая среда сама формирует структуру смеси. Изменение давления в 4 - б раз (от 1-1,5 МПа до 6 - 6,5 МПа) также не влияет на результаты вытеснения.

2. Доказана эффективность применения ВГВ на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, ранее разрабатывавшихся с помощью заводнения. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования водогазового воздействия составляет до 11% по сравнению с заводнением.

3. Проведен анализ ПАВ, используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренного списка ПАВ наилучшие результаты получены для Нефтенола-МЛ.

4. Установлена эффективность использования струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы, прирост КПД струйного аппарата составляет до 8 - 9%.

5. Показана возможность повышения КПД струйных аппаратов почти в 2 раза при откачке газа с подпором в приемной камере. Установлено, что работу эжектора с разрежением и подпором на приеме нельзя описать одной зависимостью.

6. Установлено, что при откачке диспергированных смесей

5

«вода+газ+ПАВ» ЭЦН сохраняет свою работоспособность при газосодержаниях до 40% (давление на входе 1,2 МПа).

Практическая ценность

Разработана технологическая схема реализации ВГВ на промыслах, в которую входит только отечественное нефтепромысловое оборудование, выпускаемое промышленностью и не используются дорогостоящие и ненадежные компрессоры высокого давления. Результаты диссертационных исследований вошли в отчет по теме договора №61-04 между РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и ОАО «РИТЭК» от 01.01.2004 «Исследование процесса фильтрации водогазовых смесей и разработка технологических схем приготовления и закачки в пласт устойчивых водогазовых эмульсий», принятый ОАО «РИТЭК». Результаты исследований будут использованы на нефтяных месторождениях, разрабатываемых ОАО «РИТЭК».

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на 56-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2002), 1-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО Лукойл (Волгоград, 2002), научной конференции «Молодежная наука -йефтегазовому комплексу» (Москва, 2004 г.), на заседаниях научно-технических советов и совещаниях ОАО «РИТЭК»

Публикации

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных результатов и выводов и списка литературы из 99 наименований. Общий объем работы - 154 страница, в том числе 15 таблиц и 39 рисунков.

Автор выражает свою благодарность научному руководителю - д.т.н., профессору Дроздову А.Н., членам кафедры РиЭНМ и заведующему кафедрой д.т.н. профессору Мищенко И.Т., сотрудникам ОАО «РИТЭК» и ОАО «В11ИИнефть» за оказанную помощь и ценные советы.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении приведена общая характеристика проблемы, обоснованы ее актуальность, цель и основные задачи исследований.

В первой главе проанализированы существующие представления о механизме ВГВ на нефтяные пласты, приведены наиболее существенные результаты лабораторных исследований, экспериментов по промысловому внедрению ВГВ. Всеми авторами отмечена возможность существенного увеличения коэффициента нефтеотдачи при использовании водогазового воздействия по сравнению с заводнением и закачкой газа. Но, несмотря на все преимущества ВГВ, существующие технологии не позволяют широко использовать его на промыслах, все попытки промышленного внедрения не вышли за пределы опытно-промышленной эксплуатации. Это касается как недостаточной изученности процессов, происходящих в пласте, так и сложности насосно-компрессорного оборудования, используемого для получения и закачки в пласт водогазовых смесей.

Большой вклад в изучение водогазового воздействия на нефтяные пласты внесли Иванишин B.C., Лискевич Е.И., Лысенко В.Д., Максутов P.A., Михайлов Д Н., Михайлов H.H., Островский Ю.М., Пияков Г.Н., Степанова ГС., Фаткуллин A.A.; процессы, происходящие в пласте изучали, Ковалев А.Г., Оноприенко В.П., Эфрос Д А. и другие. Исследованиями работы струйных аппаратов и насосного оборудования занимались Аркадов Ю.К., Дроздов А.Н., Зингер Н.М., Лямаев Б.Ф., Максутов P.A., Мищенко И.Т., Соколов Е.Я., и многие другие.

Преимущества использования водогазового воздействия для повышения нефтеотдачи пластов известны уже давно. Эта технология стала следующим этапом развития газовых методов увеличения нефтеотдачи. Закачка в пласт газов высокого давления характеризуется большим значением коэффициента вытеснения и одновременно малым охватом пласта воздействием. Поэтому было предложено регулировать подвижность газовой фазы закачкой воды вместе с газом, то есть перейти от газовых к водогазовым методам. Еще в начале 1970-х годов коллективом института «Укргипрониинефть» были

7

проведены исследования, показавшие высокую эффективность этого метода. Коэффициент вытеснения нефти составил 73 - 75% при совместной закачке воды и углеводородного газа против 55% при заводнении. Дальнейшие исследования подтвердили эти данные.

Попытки промыслового внедрения ВГВ выявили проблемы, которые до сих пор остаются нерешенными. Закачка водогазовых смесей в пласт через нагнетательные скважины требует высоких давлений на выходе из насосно-компрессорного оборудования. Если насосное оборудование, используемое в системе поддержания пластового давления, позволяет развивать достаточные давления при закачке воды, то существующие компрессорные станции высокого давления для закачки газа громоздки, трудоемки в обслуживании и малонадежны. Осложняет ситуацию необходимость использования большого числа компрессорных установок при крупномасштабном внедрении ВГВ. Предложенные эжекторные технологии получения и закачки водогазовых смесей также имеют ряд недостатков: сравнительно небольшие давления нагнетания смеси (поверхностное расположение эжектора) и сложность регулировки параметров смеси (эжектор в скважине).

В то же время существует принципиальная схема насосно-эжекторной технологии ВГВ, предложенная Дроздовым А.Н. и Фаткуллиным A.A. (рис. 1.).

Водогазовое воздействие на пласт осуществляют следующим образом. Проводят закачку созданной эжектором 1 водогазовой смеси в нагнетательные скважины 2 и добавку в смесь ненообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ). Для этого силовым насосом 4 по линии нагнетания воды 9 подают воду в рабочее сопло эжектора I. При истечении воды через рабочее сопло создаётся разрежение в приёмной камере эжектора 1, куда инжектируется газ по линии 10. Одновременно с этим по линии 11 в приёмную камеру эжектора 1 подаются иенообра)ующие ПАВ из ёмкости 5. В проточной части эжектора 1 происходит смешивание

потоков и образование водогазовой смеси.

На выходе из эжектора 1 водогазовая смесь имеет некоторое повышенное давление, которого, однако, недостаточно для закачки смеси в нагнетательные скважины 2. Поэтому после эжектора 1 смесь дожимают насосом 3 и закачивают её по линии 12 в нагнетательные скважины 2.

Чтобы избежать снижения рабочей характеристики насоса 3 из-за вредного влияния свободного газа, содержание газа в смеси на входе в насос рих поддерживают не выше критического газосодержания бескавитационной работы насоса ркр на водогазовой смеси и регулируют изменением подачи газа эжектором 1, используя задвижку 8 на линии подачи газа 10.

Критическое газосодержание бескавитационной работы насоса р,р на водогазовой смеси регулируют путём изменения пенообразующих свойств смеси или путём изменения давления на приёме насоса 3 изменением давления воды, нагнетаемой по линии 9. Пенообразующие свойства водогазовой смеси повышают увеличением концентрации поверхностно-активных веществ и/или добавкой ПАВ с более высокой пенообразующей способностью. Увеличение концентрации ПАВ достигают повышением подачи ПАВ в эжектор 1 по линии 11 с помощью регулируемой задвижки 7, а их добавку производят заливкой их в ёмкость 5.

Эти решения позволяют исключить вредное влияние свободного газа

9

на работу дожимного насоса 3 и достичь высоких давлений нагнетания смеси, необходимых для эффективной реализации водогазового воздействия.

При всех очевидных преимуществах этой схемы в ней остается много неясных и неизученных моментов. На основе анализа этой принципиальной технологической схемы и были сформулированы основные задачи исследований, перечисленные выше.

Вторая глава посвящена изучению процесса вытеснения нефти мелкодисперсными водогазовыми смесями типа « вода+азот+П А В» (в качестве ПАВ использован Нефтенол-МЛ в концентрации 0,1%) на моделях пласта и определению оптимальных параметров смеси. Основными вопросами при проведении этих исследований являлись:

- изучение влияния газосодержания мелкодисперсной смеси «вода+азот+ПАВ» на процесс вытеснения нефти как в условиях начальной, так и при конечной нефтенасыщенности (после заводнения);

- исследование влияния дисперсности водогазовой смеси и давления на вытеснение;

- подбор ПАВ для стабилизации водогазовой смеси.

Для проведения исследований был создан экспериментальный стенд, позволяющий получать мелкодисперсные водогазовые смеси и закачивать их в модель пласта при контроле размеров пузырьков газа и газосодержания смеси. Наблюдение за структурой смеси ведется через камеры с прозрачными вставками и микроскоп, для фиксации структуры используется фотоаппарат. В качестве смесителя использован специально сконструированный струйный аппарат малых размеров. В качестве баювых экспериментов проведено вытеснение модели нефти водой и газом.

По результатам испытаний установлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси (от 0,30 до 0,70), в которой коэффициент вытеснения максимален (рис.2). Коэффициент вытеснения при заводнении составил 53% (вытеснение водой) и 60% (вытеснение смесью воды и ПАВ), при закачке газа - 46%, при водогазовом воздействии в оптимальной области газосодержаний - 74 - 75%. Проведено две серии экспериментов - при

низких (1 - 1,5 МПа) и при высоких давлениях (6 - 6,5 МПа). Отмечена хорошая сходимость данных, полученных при разных давлениях (см. рис. 2).

0.0 0,1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0,7 0.« 0.9 1.0

Рис 2. Зависимости коэффициента вытеснения от газосодержания водогаэовой смеси

Также на рис. 2 проведено сопоставление результатов, полученных разными авторами при разных условиях эксперимента (данные УкргипроНИИнефть, ТомскНИПИнефть) с данными, полученными в РГУ нефти и газа им. Губкина автором данной работы. Всеми авторами отмечено наличие области оптимальных газосодержаний смеси, которой соответствует максимальное значение коэффициента вытеснения. Границы этой области лежат в пределах газосодержаний от 0,2 - 0,3 (левая граница) до 0,7 - 0,8 (правая граница). В результатах ТомскНИПИнефть получены меньшие значения коэффициента вытеснения. Возможно, это вызвано тем, что вытеснение водогазовой смесью проводилось после заводнения.

Авюром показана также эффективность довытеснения нефти водогазовой смесью после заводнения, увеличение коэффициента вытеснения составляет 11% (рис. 3), однако, итоговые значения коэффициента вытеснения ниже, чем в случае применения ВГВ с начала разработки.

Проведена оценка влияния давления, при котором проводится

и

вытеснение, и преобладающего размера пузырьков газа на вытеснение. Увеличение давления в 4 - 6 раз (от 1,0 - 1,5 МПа до 6,0 - 6,5 МПа) и уменьшение диаметра пузырьков газа в 6 - 8 раз (от 550 - 800 при низких давлениях до 70 - 120 мкм при высоких давлениях) за счет изменения рабочего давления и геометрии струйного аппарата незначительно влияют на вытеснение (см. «Данные при высоких давлениях» на рис. 2.). Это показывает, что в пласте структуру водогазовой смеси формирует сама пористая среда, причем структура смеси в пласте практически не зависит от дисперсности закачиваемой смеси.

Рис. 3. Динамика довытеснения модели нефти воло> агавой смесью после различных видов

заводнения.

Проведен анализ ПАВ, используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренного списка ПАВ наилучшие результаты получены для Нефтенола-МЛ (рис. 4). Этому ПАВ соответствует наиболее интенсивный процесс вытеснения и наименьший объем прокачки. Все эксперименты по анализу ПАВ проводились в оптимальной области газосодержаний.

В третьей главе рассмотрены рабочие процессы насосного оборудования применительно к технологии водогазового воздействия и

Рис 4 Динамика вытеснения керосина водогазовой смесью с использованием разных ПАВ

для стабилизации смеси.

рассмотрена схема внедрения водогазового воздействия на промысле.

В комплекс наземного насосного оборудования входят струйный аппарат, образующий мелкодисперсную водогазовую смесь, и дожимной насос, повышающий давление смеси до необходимого для ее закачки в пласт значения.

При откачке газа жидкостью рекомендуется выбирать камеру смешения эжектора длиной 30 ее диаметров. Это приводит к увеличению размеров эжектора и сложностям при его изготовлении и монтаже. По имеющимся данным Ю.К. Аркадова, длину камеры смешения можно уменьшить, применив перфорированные насадки на рабочее сопло. В соответствии с этими данными были рассчитаны и изготовлены насадки на рабочее сопло.

Испытания проводились на стенде, созданном на кафедре РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Диаметр рабочего сопла эжектора равен 5 мм, диаметр камеры смешения 14 мм. Длина камеры смешения в экспериментах равнялась 10, 20 и 30 ее диаметрам. Для сравнения

исследовалась работа эжектора без насадка. Зависимости относительного безразмерного перепада давлений и КПД от коэффициента инжекции для эжекторов с насадками и без них приведены на рис. 5 и 6. Как видно из приведенных зависимостей, эжектор с насадками при любой длине камеры смешения работает хуже, чем аналогичный эжектор без насадков: при использовании насадков снижается как коэффициент инжекции, так и КПД.

О 0,5 1 1.5 2 2.5

Рис 5 Зависимости ошосительного безразмерною перепада давлений ог коэффициента инжекции Длина камеры смешения 10(1), 20 (2), 30 (3) калибров, 30 калибров без

насадка (4).

Коэффициент инжекции равен

где - расход жидкости через рабочее сопло, 0.. - расход

инжектируемого газа в условиях приемной камеры.

-•-1 -О 2

-♦-3 ■£гА

О 0.5 1 1,5 2 2.5

Рис. 6. Зависимости КПД от коэффициента инжекции. Обозначения те же, что на рис. 5.

Относительный безразмерный перепад давления равен

С1Р Р-Р„

р -р

р ' вх

где Л - давление смешанного потока, Р„ - давление в приемной камере, Р,, - давление рабочей жидкости перед соплом. КПД струйного аппарата равен:

ар

кпд =

и *-

гср лр _ Р

1-А

ар..

где

У г.ср. р

среднеинтегральныи

1 ' «р пр Р,

коэффициент инжекции по газу.

Также был испытан струйный аппарат с рабочими соплами некруглой

формы (квадрат, треугольник и крест) и, для сравнения, эжектор с круглым

соплом эквивалентного диаметра (9 мм). Площади сечений всех рабочих

15

сопел одинаковы. Интенсивность перемешивания сред в струйном аппарате зависит от площади контакта сред, которая определяется периметром проходного сечения рабочего сопла. Из всех фигур равной площади наименьший периметр имеет круг, может увеличиться коэффициент инжекции и КПД эжектора. Результаты испытаний приведены на рис. 7 и 8.

О 0.5 1 1,5 2 2,5 3

Рис 7 Зависимое ги относительно! о безразмерно! о перепада давлений от коэффициен га инжекции для эжектора с соплами некруглой формы- круглой (I), крестообразной (2, 3),

квадратной (4, 5), зреуюльной (6).

0 0,5 1 1,5 2 2.5 3

Рис.8. Зависимосш КПД от коэффициента инжекции для эжектора с соплами некруглой формы. Обозначения ге же, чю ни рис 7. 16

Наилучшие результаты соответствуют рабочему соплу крестообразной формы.

В рассматриваемой схеме реализации водогазового воздействия газ поступает от добывающих скважин или, как вариант, из газосепараторов участка подготовки нефти. Давление во всех этих источниках обычно выше атмосферного, поэтому в приемной камере струйного аппарата также будет избыточное давление. Необходимо исследовать характеристики эжектора в этих условиях. Кроме того, потери давления рабочего потока, которые используются для увеличения скорости, а затем и давления инжектируемой среды, могут снизиться за счет меньшего перепада давлений между рабочим и инжектируемым потоками.

Эти эксперименты были проведены на том же стенде, их результаты представлены на рис. 9. При подпоре в приемной камере эжектора (избыточное давление 0,2 МПа) отмечены увеличение коэффициента инжекции и рост КПД почти в 2 раза.

Рис. 9. Зависимости относительного безразмерного перепада давлений и КПД от среднеинтегрального коэффициента инжекции при и]быючном давлении и ра]режснии в приемной камере струйного анлараза.

Также видно, что характеристики эжектора при работе с подпором и разрежением в приемной камере в среднеинтегральных координатах отличаются между собой. Сделан вывод, что работу эжектора при разрежении и избыточном давлении на приеме нельзя описать одной зависимостью.

В описываемой схеме ВГВ дожимной насос необходим из-за ограниченного давления на выходе из эжектора. Этого давления в большинстве случаев недостаточно для закачки смеси в пласт. Полученную водогазовую смесь необходимо дожимать до нужных давлений. Наиболее подходят для этого насосы центробежного типа, имеющие высокие давления закачки, постоянную во времени подачу, небольшие габаритные размеры, удобные при доставке и в монтаже, простые в обслуживании и экономичные.

Основная сложность использования насосов центробежного типа -необходимость перекачки газожидкостной смеси (ГЖС). Наличие в перекачиваемой среде свободного газа негативно влияет на работу центробежных насосов, причем увеличение количества свободного газа в смеси приводит к все большему ухудшению работы насоса из-за возникновения и развития искусственной кавитации. При небольших количествах свободного газа насос еще может работать, но при газосодержании свыше 20 - 25% насос перестает перекачивать жидкость. В условиях проведения ВГВ насос должен работать при более высоких газосодержаниях смеси.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу насоса в водогазовую смесь можно добавить пенообразующие поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые затрудняют слияние пузырей газа в крупные газовые каверны, повышая критическое газосодержание, при котором наступает срыв подачи насоса. Необходимо исследовать характеристики работы электроцентробежного насоса на создаваемой эжектором газожидкостной смеси «вода+газ+ПАВ» с большим количеством свободного газа применительно к технологии ВГВ.

1.5 2 2,51:

Рис 10 Зависимости давления, развиваемого насосом, от подачи при различных

газосодержаниях: 1 - 40%, 2 - 30%, 3 - 20%, 4 - 10%, 5 - без газа, 6 - 50%. 180 ]|нср, м|

0 0.5 1 1,5 2 2.5 3

Рис. 11 Среднеинтегральные характеристики работы насоса на газожидкостной смеси при газосодержаниях: I - 10%, 2 - 20%, 3 - 30%, 4 - 40%, 5 - 5-%, 6 - без газа.

Подача насоса по воде незначительно зависит от изменения давления,

но подача по газу сильно изменяется в зависимости от давления, причем в

каждом поперечном сечении насоса значение подачи по газу будет

отличаться от значений для предыдущего и последующего сечений из-за

непрерывного изменения давления по длине насоса. Поэтому целесообразно

ввести понятие среднсинтегралыюй подачи насоса:

I»

выл <а

где Р„, Р„м - соответственно давления на входе в насос и на выходе из него, £}(Р') - зависимость расхода смеси от давления.

Напор, развиваемый насосом при работе на ГЖС, также зависит от давления. Поэтому вводится понятие среднеинтегрального напора насоса Н^ - это напор, соответствующий работе насоса при подаче, равной

Испытания электроцентробежного насоса проводились на стенде РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Испытывапся насос ЭЦН-125-130 (сборка из 26 ступеней), в качестве ПАВ использовался Дисолван-4411 в концентрации 0,05%. График зависимости давления насоса от подачи жидкости при различных газосодержаниях приведен на рис. 10, а зависимость между среднеинтегральными напором и подачей - на рис. 11.

Экспериментально установлено, что при работе насоса на смеси «вода+ПАВ+газ» максимальное газосодержание, соответствующее устойчивой работе насоса, составляет около 30%, причем насос сохраняет свою работоспособность до газосодержания 40%. Но при газосодержаниии 40% характеристики работы насоса существенно снижаются, искусственная (газовая) кавитация заметно влияет на его работу.

Принципиальная схема технологии водогазового воздействия (см. рис.1.) по ряду причин не может быть реализована на любых месторождениях. В случае реализации технологии водогазового воздействия требуется одновременно откачивать большое количество газа, чтобы получать водогазовую смесь с необходимым газосодержанием, и иметь высокие давления на выходе из струйного аппарата, чтобы получить высокие давления нагнетания смеси на выходе из всей установки, так как дожимной насос может повысить давление смеси на определенную величину.

Схема реализации такой технологии получения и закачки водогазовой смеси приведена на рис. 12.

Рис 12. Схема реализации технологии водогазового воздействия на нефтяных месторождениях.

I - эжектор второй ступени, 2 - нагнетательная скважина, 3 и 4 - насосы, $ - ёмкость с ПАВ, 6, 7 и 8 -задвижки, 9 - линия нагнетания воды, 10 - газовая линия, 11 - линия подачи ПЛИ, 12 - линия »качки смеси, 13 - дозировочный насос, 14 - входной коллектор, 15 -|рсхфа<ный сспараюр, 16 - нефтепровод, 17 - водовод, 18 - газопровод, 19 - насосно-эжек I ирная установка первой ступени, 20 - эжектор первой «уцени, 21 - силовой насос эжектора первой ступени, 22 - газоводяной сепаратор, 23 - подкачивающий насос.

Поступающая по линии 14 скважинная продукция в сепараторе 1$ разделяется на нефть, газ и воду. Нефть по линии 16 поступает в нефтепровод. Газ на выходе из сепаратора 15 дожимается струйным компрессором 19. Струйный компрессор работает следующим образом. Вода из сепаратора 15 подается по линии 17 на прием подкачивающего насоса 23 и далее в газоводяной сепаратор 22, из которого насосом 21 она подается в рабочее сопло эжектора 20. Газ из сепаратора 15 поступает на прием эжектора 20. Полученная газожидкостная смесь с повышенным давлением поступает в газоводяной сепаратор 22, где происходит отделение газа от воды. Газ под некоторым повышенным давлением идет на прием основного эжектора 1, а вода по линии 17 подается на прием подпорного насоса 4 и затем по линии 9 в рабочее сопло эжектора 1. Количество газа на приеме струйного аппарата 1 регулируется задвижкой 8. По линии 11 насосом 13 из емкости 5 в рабочую воду добавляются пенообразующие ПАВ. Полученная в

эжекторе 1 водогазовая смесь дожимается до необходимого давления насосом 3 и по линии 12 закачивается в нагнетательные скважины 2.

Таким образом, проведенные исследования снимают ряд важных вопросов по реализации технологии ВГВ и позволяют успешно внедрить этот метод на нефтяных месторождениях.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Исследовано влияние газосодержания мелкодисперсной водогазовой смеси (вода+Нефтенол-МЛ+азот) на эффективность вытеснения и выявлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси, соответствующих максимальному коэффициенту вытеснения. При газосодержании смеси от 0,30 до 0,70 значение коэффициента вытеснения не зависит от газосодержания, максимально и составляет около 74% против 50% при заводнении. Установлено, что давление и структура водогазовой смеси практически не влияют на вытеснение (при размерах пузырьков газа от 70120 до 550-800 мкм и давлениях от 1 - 1,5 МПа до 6 - 6,5 МПа).

2. Установлена эффективность внедрения ВГВ на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования водогазового воздействия составляет до 11 %.

3. Выявлена эффективность использования струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы, прирост КПД струйного аппарата с крестообразным соплом составляет до 8 - 9%.

4. Показана возможность повышения увеличения КПД струйных аппаратов до 40% и более при откачке газа с подпором в приемной камере. Установлено, что работу эжектора с разрежением и подпором на приеме нельзя описать одной зависимостью.

5. Установлена возможность откачки мелкодисперсных водогазовых смесей центробежными насосами при добавлении в смесь пенообразующих ПАВ при газосодержаниях до 40%.

6. Разработана схема реализации технологии ВГВ на промыслах, включающая в себя нефтепромысловое оборудование, уже выпускаемое

оборудование.

1 ■ Часть работ, отраженных в настоящей диссертации, вошла в принятый ОАО «НИ ТЭК» отчет по теме договора № 61-04 от 01.01.2004 «Исследование процесса фильтрации водогазовых смесей и разработка технологических схем приготовления и закачки в пласт устойчивых водогазовых эмульсий».

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работаж:

1. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А. Подбор оборудования для осуществления водогазового воздействия на нефтяные пласты. Нефтепромысловое дело, № 5/2005. С. 16-21.

2. Егоров Ю.А. Расчет и промысловые испытания эжекторов для закачки химических реагентов в пласт с целью повышения нефтеотдачи. -Материалы 1-й конференции молодых ученых и специалистов ОАО "ЛУКОЙЛ". Волгоград, 2001 г.

3. Егоров Ю.А. Разработка эжекторных н насосно-эжекторных систем для подачи реагентов в нагнетательные скважины с целью выравнивания профиля приемистости. - Материалы 56-й Межвузовской студенческой научной конференции. М., 2002 г.

4. Егоров Ю.А., Телков В.П. Новая технология водогазового воздействия на нефтяной пласт. Материалы научной конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». М., 2004 г.

5. 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. Часть 1. Территория «Нефтегаз», № 2/2006.

6. 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. Часть 2. Территория «Нефтегаз», № 3/2006.

7. Егоров Ю.А,, Телков В.П. Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи. Материалы 3-й Межвуювской конференции молодых ученых и студентов «Молодые - наукам о земле». - М., РГГРУ, 2006.

Подписано в печать/*,03.06 Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

Заказ 195~

в-вя——-на——Ё—яявв^^——Ё—в-Ё—

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

%

«

1

I

t

I

J

\

ГШ

- 5 9 78

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Егоров, Юрий Андреевич

Введение

1. Обзор опыта исследований водогазового воздействия и его применения на отечественных и зарубежных месторождениях

1.1. Исследования газовых методов добычи нефти. Переход от газовых к водогазовым методам воздействия.

1.2. Исследования технологии водогазового воздействия на моделях пластов

1.3. Численное и компьютерное моделирование результатов применения технологии водогазового воздействия

1.4. Опыт внедрения водогазового воздействия на отечественных нефтяных месторождениях

1.5. Опыт внедрения водогазового воздействия на зарубежных месторождениях

1.6. Обобщение результатов изучения водогазового воздействия и постановка задач исследований

2. Лабораторные испытания технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем на нефтяные пласты

2.1. Схема и принцип действия экспериментального стенда по исследованию вытеснения модели нефти из пласт водогазовой смесью

2.2. Подготовка к проведению экспериментов 53 2.2.1. Расчет размеров модели и условий эксперимента исходя из критериев подобия пластовых и модельных условий

2.3. Проведение и результаты экспериментов по вытеснению

2.3.1. Исследование вытеснения модели нефти водой

2.3.2. Исследование вытеснения модели нефти газом

2.3.3. Исследование вытеснения модели нефти водогазовой смесью

2.3.4. Исследования довытеснения модели нефти водогазовой смесью после заводнения

2.3.5. Иследование водогазового воздействия при добавлении в смесь разных пенообразующих ПАВ 96 3. Выбор и испытания насосно-эжекторного оборудования для приготовления водогазовой смеси и закачки ее в пласт

3.1. Испытания струйного аппарата применительно к технологии водогазового воздействия

3.1.1. Испытания струйного аппарата с насадками на рабочем сопле

3.1.2. Исследование работы струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы

3.1.3. Испытания струйного аппарата при избыточном давлении в приемной камере

3.2. Испытания электроцентробежного насоса применительно к технологии водогазового воздействия

3.3. Схема реализации технологии водогазового воздействия на нефтяных месторождениях 138 Заключение 143 Литература 145 Приложения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии водогазового воздействия с использованием насосно-эжекторных систем для повышения нефтеотдачи пластов"

Актуальность проблемы. В настоящее время растет интерес к применению технологии водогазового воздействия (ВГВ) на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи. Это вызвано тем, что водогазовое воздействие сочетает в себе положительные стороны таких известных технологий добычи нефти, как заводнение и метод закачки в пласт углеводородного газа.

В настоящее время заводнение - это один из основных методов разработки нефтяных месторождений, но его возможности ограничены вследствие физики самого процесса. Результаты исследований процессов, происходящих в пласте при заводнении, показывают, что коэффициент нефтеотдачи при заводнении не превышает 0,3 - 0,5 балансовых запасов в зависимости от пластовых условий. В то же время большая часть отечественных месторождений, разрабатываемых с помощью заводнения, находится на поздней стадии разработки. Отечественными и зарубежными исследователями установлено, что в определенных условиях коэффициент нефтеотдачи можно увеличить, если заводнение осуществляется при наличии в пласте свободной газовой фазы.

Газовый метод воздействия на нефтяные пласты считается перспективным и широко используется за рубежом. В частности, метод вытеснения нефти углеводородным газом является одним из наиболее эффективных газовых методов повышения нефтеотдачи пластов. Но при закачке в пласт одного газа возможен его прорыв в добывающие скважины из-за того, что подвижность газа существенно выше подвижности нефти. Прорывы газа сильно снижают эффективность метода. Поэтому целесообразно вместе с газом закачивать в пласт и воду. Водогазовое воздействие — это комбинация заводнения и газовых методов.

Первоначально метод водогазового воздействия представлял собой поочередную закачку в пласт воды и газа. Таким образом контролировалась подвижность газа, стабилизировался фронт вытеснения. При использовании такой поочередной закачки воды и газа было отмечено повышение нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Метод ВГВ имеет еще ряд преимуществ. Для осуществления воздействия используется попутный газ, добываемый вместе с нефтью из скважины, или газ, получаемый при разгазировании нефти в процессе ее промысловой подготовки. Обычно этот газ сжигается на факелах, так как собирать и отправлять его на переработку не всегда выгодно с экономической точки зрения. Применение этого газа для воздействия на пласт позволяет отказаться от его сжигания: снижается вред, наносимый окружающей среде, а с учетом имеющихся ограничений на выброс углекислого газа в атмосферу, утилизация газа путем закачки в пласт может принести экономическую выгоду.

В некоторых работах предложено закачивать воду и газ в пласт не оторочками, а в виде мелкодисперсной смеси. Существуют принципиальные схемы этих технологий, но внедрение их на промыслах оказалось неудачным из-за неизученности ряда вопросов, связанных с поведением этих смесей в пласте и с используемым для их получения оборудованием.

Анализ теоретического материала и промыслового опыта по осуществлению ВГВ показывает, что для его успешного применения требуется провести исследовать процесс вытеснения нефти из пласта мелкодисперсной водогазовой смесью. Имеющихся опытных данных недостаточно для окончательных выводов о применимости таких смесей. Также необходимо изучить рабочие процессы насосного оборудования при приготовлении и перекачке смесей с повышенным газосодержанием.

Целью данной работы является исследование процесса вытеснения нефти мелкодисперсной водогазовой смесью, проведение испытаний используемого насосного оборудования и разработка технологической схемы водогазового воздействия для внедрения на промыслах, причем должно осуществляться наиболее полное вытеснение нефти и использоваться доступная в условиях промыслов техника, которую могут производить отечественные машиностроительные заводы.

Для достижения поставленной цели нужно решить следующие основные задачи исследований:

1. Изучение влияния газосодержания и структуры (преобладающих размеров газовых пузырьков) мелкодисперсной водогазовой смеси, приготовляемой струйным аппаратом, на процесс вытеснения.

2. Исследование процесса довытеснения нефти из пласта мелкодисперсными водогазовыми смесями.

3. Оценка применимости различных ПАВ для стабилизации водогазовой смеси.

4. Определение рациональной геометрии проточной части струйного аппарата применительно к технологии ВГВ.

5. Исследование характеристик струйного аппарата при работе с подпором в приемной камере применительно к технологии ВГВ.

6. Исследование характеристик работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) на мелкодисперсной смеси «вода+газ+ПАВ» применительно к технологии ВГВ.

7. Разработка технологической схемы проведения водогазового воздействия применительно к условиям месторождений.

В работе выполнена экспериментальная оценка влияния параметров смеси на процесс вытеснения нефти и проведены испытания технических средств для приготовления и закачки в пласт водогазовых смесей.

Были получены зависимости, характеризующие вытесняющие свойства водогазовой смеси по сравнению со свойствами воды и газа при различных газосодержаниях смеси. Установлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси. Кроме этого, исследована возможность применения водогазового воздействия как метода увеличения нефтеотдачи.

Для получения мелкодисперсной водогазовой смеси и ее закачки в модель пласта использовался диспергатор, представляющий собой б специально спроектированный струйный аппарат малых размеров. Испытания показали его пригодность и эффективность для получения водогазовой смеси.

Для месторождений, где нет возможности использовать газ высокого давления, предлагается использовать способ ВГВ, предусматривающий использование дожимного насоса для повышения давления полученной водогазовой смеси и добавку в смесь ПАВ для улучшения пенообразующих свойств смеси. ПАВ добавляют в закачиваемую воду для снижения вредного влияния свободного газа на работу дожимного насоса и для стабилизации смеси при ее закачке в пласт. В отличие от известных технологий с приготовлением водогазовой смеси в скважине, все оборудование расположено на поверхности. Проведены испытания этого оборудования, определены оптимальные параметры его работы и предложена схема внедрения технологии ВГВ на промыслах.

Итогом данной работы является разработка технологической схемы приготовления и нагнетания в пласт водогазовой смеси в промысловых условиях, позволяющей существенно расширить область применения и функциональные возможности технологии ВГВ. В предлагаемой схеме предусмотрено максимальное использование существующего на промыслах оборудования, в частности, сепараторов газа, насосного оборудования, струйных аппаратов.

Научная новизна работы 1. На модели пласта показана эффективность водогазового воздействия при вытеснении модели нефти мелкодисперсной смесью «вода+газ+ПАВ» по сравнению с заводнением и вытеснением нефти газом при различных давлениях. Установлена область оптимальных газосодержаний смеси - от 30 до 70%. В этой области коэффициент вытеснения максимален (74 - 75%) и практически не зависит от газосодержания. Уменьшение диаметра пузырьков газа в 6 - 8 раз (от 550-800 до 70-120 мкм) незначительно влияет на процесс вытеснения. Это показывает, что при попадании водогазовой смеси в пласт пористая среда сама формирует структуру смеси. Изменение давления в 4 - 6 раз (от 1-1,5 МПа до 6 - 6,5 МПа) также не влияет на результаты вытеснения.

2. Доказана эффективность применения ВГВ на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, ранее разрабатывавшихся с помощью заводнения. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования водогазового воздействия составляет до 11 % по сравнению с заводнением.

3. Проведен анализ ПАВ, используемых для стабилизации водогазовой смеси; из рассмотренного списка ПАВ наилучшие результаты получены для Нефтенола-МЛ.

4. Установлена эффективность использования струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы, прирост КПД струйного аппарата составляет до 8 - 9%.

5. Показана возможность повышения КПД струйных аппаратов почти в 2 раза при откачке газа с подпором в приемной камере. Установлено, что работу эжектора с разрежением и подпором на приеме нельзя описать одной зависимостью.

6. Установлено, что при откачке диспергированных смесей «вода+газ+ПАВ» ЭЦН сохраняет свою работоспособность при газосодержаниях до 40% (давление на входе 1,2 МПа).

Практическая ценность

Разработана технологическая схема реализации ВГВ на промыслах, в которую входит только отечественное нефтепромысловое оборудование, выпускаемое промышленностью. Результаты диссертационных исследований вошли в отчет по теме договора №61-04 между РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и ОАО «РИТЭК» от 01.01.2004 «Исследование процесса фильтрации водогазовых смесей и разработка технологических схем приготовления и закачки в пласт устойчивых водогазовых эмульсий», принятый ОАО «РИТЭК». Результаты исследований будут использованы на нефтяных месторождениях, разрабатываемых ОАО «РИТЭК».

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на 56-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2002), 1-й научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО Лукойл (Волгоград, 2002), научной конференции «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу» (Москва, 2004 г.), на заседаниях научно-технических советов и совещаниях ОАО «РИТЭК».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных результатов и выводов и списка литературы из 99 наименований. Общий объем работы - 154 страницы, в том числе 15 таблиц и 39 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Егоров, Юрий Андреевич

Основные выводы к главе 3:

1. Использование насадков на рабочее сопло струйного аппарата неэффективно, так как не позволяет уменьшить длину камеры смешения.

2. Увеличить КПД и коэффициент инжекции струйного аппарата можно за счет использования рабочих сопел некруглого проходного сечения (крестообразной формы). КПД увеличивается до 30%

3. Показано значительное улучшение рабочих характеристик струйного аппарата при работе с подпором на приеме. Увеличивается как коэффициент инжекции по газу, так и КПД струйного аппарата. Сделан вывод о невозможности описать работу эжектора одной характеристикой для случаев разрежения и подпора на приеме.

4. Увеличить критическое газосодержание бескавитационной работы электроцентробежного насоса на газожидкостной смеси можно путем добавления в смесь пенообразующих ПАВ. На смеси «вода+ПАВ+газ» насос устойчиво работает при входных газосодержаниях до 40%, причем значительного снижения его характеристик не происходит до значения входного газосодержания 30%.

5. Разработана схема реализации технологии ВГВ на нефтяных месторождениях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проделанных исследований могут быть сделаны следующие выводы:

1. Исследовано влияние газосодержания мелкодисперсной водогазовой смеси (вода+Нефтенол-МЛ+азот) на эффективность вытеснения и выявлена область оптимальных газосодержаний водогазовой смеси, соответствующих максимальному коэффициенту вытеснения. При значениях газосодержания смеси от 0,30 до 0,70 коэффициент вытеснения нефти не зависит от газосодержания, максимален и равен 74% против 50% при вытеснении водой.

2. Показана возможность использования водогазового воздействия для месторождений, ранее разрабатывавшихся с помощью заводнения, и установлена эффективность внедрения ВГВ на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. Прирост коэффициента вытеснения за счет использования водогазового воздействия составляет до 11 %.

3. Установлена эффективность использования струйного аппарата с рабочими соплами некруглой формы, прирост КПД струйного аппарата составляет до 8 - 9%.

4. Показана возможность повышения КПД струйных аппаратов при откачке газа с подпором в приемной камере, увеличение КПД на 10%.

5. Показана возможность откачки водогазовых смесей центробежными насосами при добавлении в смесь пенообразующих ПАВ при газосодержаниях до 40%.

6. Разработана схема реализации технологии ВГВ на промыслах, включающая в себя нефтепромысловое оборудование, уже выпускаемое промышленностью, и не включающая дорогостоящее и малонадежное оборудование.

7. Часть работ, отраженных в настоящей диссертации, вошла в отчет по теме договора между РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и ОАО «РИТЭК»№ 61-04 от 01.01.2004 «Исследование процесса фильтрации водогазовых смесей и разработка технологических схем приготовления и закачки в пласт устойчивых водогазовых эмульсий», принятый ОАО «РИТЭК».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Егоров, Юрий Андреевич, Москва

1. Аллахвердиева А.Г., Борисов Ю.П., Гордеев Ю.М. Вытеснение нефти повышенной вязкости водогазовой смесью. Нефтепромысловое дело, № 3/1979. С. 18-19.

2. Антониади Д.Г., Губенко Г.М., Левченко И.А., Лубенец Ю.Д. Влияние закачки обогащенного газа высокого давления на показатели разработки Западного залива Ключевого месторождения. Нефтяное хозяйство, № 10/1973. С. 30-33.

3. Аркадов Ю.К. Новые газовые эжекторы и эжекционные процессы. -М.: Изд-во Физико-математической литературы, 2001.

4. Артюхович В.К. Расчет коэффициента вытеснения нефти углеводородным газом. Нефтяное хозяйство, №4/2004. С 54 55.

5. Астахова А.Н. О технологической эффективности физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Нефтепромысловое дело, № 8/2004. С. 24-28.

6. Бабалян Г.А., Леви Б.И., Ленчевский А.В., Тумасян А.Б. О разработке месторождений с применением физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Нефтепромысловое дело, №4/1977. С. 13 15.

7. Байков Н.М. Разработка новых технологий для повышения эффективности добычи углеводородного сырья. Нефтяное хозяйство, № 1/2003. С. 106- 108.

8. Байков Н.М. Перспективы добычи нефти в Норвегии. Нефтяное хозяйство, № 4/2003. С. 124 125.

9. Байков Н.М. Наращивание объемов извлекаемых запасов нефти с помощью методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, № 7/2004. С. 125- 127.

10. Борткевич С.В., Савицкий Н.В., Рассохин С.Г., Сафиуллина Е.У. Методика проведения фильтрационных экспериментов для изучения мелкодисперсной водогазовой смеси. Нефтепромысловое дело, № 2/2004. С. 22 -26.

11. Буслов В.В. Факторы, влияющие на эффективность вытеснения нефти газами высокого давления. Нефтяное хозяйство, № 1/1977. С. 35 36.

12. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обощение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. Нефтепромысловое дело, № 8 10/1999 С. 54 - 59.

13. Васильев В.И., Гибадуллин Н.З., Леви В.Б., Лозин Е.В., Миниахметов А.Г., Трофимов В.Е. Исследование эффективности утилизации нефтяного газа закачкой в продуктивные пласты. Нефтяное хозяйство, № 8/2004. С. 76 78.

14. 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, № 6/2004.

15. Вафин Р.В., Зарипов М.С. Тазиев М.М., Чукашев В.Н., Буторин О.И., Владимиров И.В. Водогазовое воздействие перспективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений с карбонатными коллекторами. Нефтепромысловое дело, № 1/2005. С. 38 - 42.

16. Вашуркин А.И., Долгих М.Е., Пономарева И.А., Праведников Н.К., Свищев М.Ф. Использование нефтяного газа на Самотлорском месторождении. Нефтяное хозяйсттво, №4/1977.

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

18. Великовский А.С., Терзи В.П. Вытеснение нефти из пластов сжиженным газом. Нефтяное хозяйство, 1960, №9, с.24 25.

19. 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.

20. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965. 524 с.

21. Гусев С.В., Коваль Я.Г., Сурнов Т.М., Харитонова Г.А. Регулирование водогазового воздействия на пласт. Нефтяное хозяйство, № 6/1990.146

22. Горбанец В.К., Конев В.Д. Совершенствование разработки частично заводненных месторождений с применением метода вытеснения нефти газом высокого давления. Нефтяное хозяйство, № 3/1979. С. 30-31.

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

24. 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.

25. Дроздов А.Н. Разработка методики расчета характеристики погружного центробежного насоса при эксплуатации скважин с низкими давлениями у входа в насос. Дисс. к.т.н. Москва, 1982.

26. Дроздов А.Н. Обобщение характеристик жидкостно-газовых эжекторов. Экспресс-информация ВНИИОЭНГ. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». Вып. 9. М., ВНИИОЭНГ, 1991. С. 18-22.

27. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добычи нефти. Дисс. д.т.н. Москва, 1998.

28. Дроздов А.Н., Мохов М.А., Осичева Л.В., Хабибуллин Х.Х. Утилизация попутного газа в нефтепромысловом сборе с использованием струйного аппарата. Нефтепромысловое дело, № 5/2004. С. 37 39.

29. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А. Подбор оборудования для осуществления водогазового воздействия на нефтяные пласты. Нефтепромысловое дело, № 5/2005. С. 16-21.

30. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П., Вербицкий B.C., Деньгаев А.В., Ламбин Д.Н. Технология и техника водогазового воздейтвия на нефтяные пласты. Часть 1. Территория Нефтегаз, № 2/2006.

31. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А., Телков В.П., Вербицкий B.C., Деньгаев

32. А.В., Ламбин Д.Н. Технология и техника водогазового воздейтвия на нефтяные пласты. Часть 2. Территория Нефтегаз, № 3/2006.

33. Егоров Ю.А. Расчет и промысловые испытания эжекторов для закачки химических реагентов в пласт с целью повышения нефтеотдачи. Материалы 1-й конференции молодых ученых и специалистов ОАО "ЛУКОЙЛ". Волгоград, 2001.

34. Егоров Ю.А. Разработка эжекторных и насосно-эжекторных систем для подачи реагентов в нагнетательные скважины с целью выравнивания профиля приемистости. Материалы 56-й Межвузовской студенческой научной конференции. М., 2002.

35. Егоров Ю.А. Разработка эжекторных и насосно-эжекторных систем для подачи реагентов в нагнетательные скважины с целью выравнивания профиля приемистости. Дисс. . магистра техники и технологии. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

36. Егоров Ю.А., Телков В.П. Новая технология водогазового воздействия на нефтяной пласт. Материалы научной конференции «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу». М., 2004.

37. Егоров Ю.А,, Телков В.П. Насосно-эжекторная технология водогазового воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи. Материалы ??? научной конференции «молодые наукам о земле». - М., ???, 2006.

38. Ефремов Е.П., Вашуркин А.И., Трофимов А.С., Цымлянский Г.К., Королев С.В. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, № 12/1986.

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

40. Иванишин B.C., Лискевич Е.И., Мищук И.Н. Повышение эффективности газовой репрессии на Битковском месторождении. Нефтяная и газовая промышленность. № 11-12/1973. С. 20-22.

41. Исхаков И.А., Ягафаров Ю.Н., Гумеров P.P., Антипин Ю.В. Развитие газовых методов увеличения нефтеотдачи месторождений рифогенного типа. Нефтяное хозяйство, № 4/2002. С. 45 46.

42. Ковалев А.Г. и др. Методическое руководство по определению коэффицента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: ВНИИ, 1975.

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

44. Крючков В.И., Ибатуллин P.P., Романов Г.В., Сахабутдинов Р.З. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению. Интервал, № 6/2002.

45. 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, № 4 5/2004.

46. Левченко И.А. О закачке газа высокого давления на месторождениях Краснодарского края. Нефтяное хозяйство, № 4/1977. С. 28 29.

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

48. Лысенко В.Д. Повышение нефтеотдачи пластов при заводнении с оторочкой газа. Нефтяное хозяйство, № 2/1988. С. 28 32.

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

50. Лысенко В.Д. Расчет разработки нефтяной залежи при газовом заводнении. Нефтепромысловое дело, № 1/2003. С. 6 11.

51. Лысенко В.Д. Перспективы развития технологии извлечения запасов нефти из недр. Нефтяное хозяйство, № 12/2004. С. 94 97.

52. Лысенко В.Д. Проблемы интенсификации добычи нефти и проектирования разработки нефтяных месторождений. Нефтепромысловое дело, № 5/2003. С. 4 11.

53. Любащ Я. Исследование процесса возвратного нагнетания кислых газов в нефтяные и газовые месторождения Польши. Нефтяное хозяйство, № 1/2004.

54. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. Л.: Машиностроение, 1988. 256 с.

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

56. Мамлеев Р.Ш., Прокошев Н.А. Опыт закачки водогазовой смеси для повышения нефтеотдачи пласта. Нефтяное хозяйство, № 3/1979.

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

58. Михайлов Д.Н., Степанова Г.С. Механизм вытеснения нефти газом и водой в присутствии пенообразующих ПАВ. Известия РАЕН. Сер. Технологии нефти и газа, №5/2004. С. 50 60.

59. Мищук И.Н., Иванишин B.C. Некоторые вопросы выработки продуктивных горизонтов Битковского нефтяного месторождения. Нефтепромысловое дело, № 10/1979. С. 10 11.

60. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Вафин Р.В., Хисамутдинов Н.И., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Владимиров И.В. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении. Нефтепромысловое дело, № 6/2004.

61. Обухов O.K., Бичкевский А.Д., Левченко И.А., Лубенец Ю.Д., Гордиенко В.А. Прогнозная оценка извлекаемых запасов и дополнительнойнефти из залежи при воздействии на нее газом высокого давления. Нефтяное хозяйство, № 8/1973. С. 28 30.

62. 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.

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

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

65. Патент РФ № 2088752. Способ разработки нефтяного месторождения. / Авт. изобрет. В.И. Крючков, Г.И. Губеева. М. кл. Е 21 В 43/20, заявл. 11.03.1992, опубл. 27.08.1997, Б.И. № 24.

66. Патент РФ № 2190760. Способ водогазового воздействия на пласт. / Авт. изобрет. А.Н. Дроздов, А.А. Фаткуллин. М. кл. Е 21 В 43/20, заявл. 25.01.2001, опубл. 10.10.2002, Б.И. № 28.

67. Пияков Т.Н., Тимашев Э.М., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. К вопросу использования нефтяного газа, сжигаемого в факелах, для увеличения нефтеотдачи. Нефтепромысловое дело, № 6/1995. С.6 9.

68. Пияков Т.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Долматов В .Л. Экспериментальные исследования водогазового воздействия. Нефтяное хозяйство, № 8/1991. С. 29 30.

69. Пияков Т.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Романова Е.И. Исследование эффективности водогазового воздействия на примере пласта IOi Когалымского месторождения. Нефтяное хозяйство, № 1/1992.

70. Поваров И.А., Казанков А.В. Влияние соотношения рабочих агентов на эффективность вытеснения нефти водой и газом. Нефтяное хозяйство, № 4/1977. С. 35-38.

71. 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, № 12/1973. С. 25 -28.

72. Поддубный Ю.А., Жданов С.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство, № 4/2003. С. 19 25.

73. 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.

74. Сафонов Е.Н., Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана. Нефтяное хозяйство, № 4/2002. С. 38 40.

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

76. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Гиматудинова Ш.К. М.: Недра, 1974. 704 с.

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

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

79. Степанова Г.С. Новые методы газового и водогазового воздействия на нефтяные пласты. Бурение и нефть, № 9/2003.

80. Степанова Г.С. Новые методы газового и водогазового воздействия на нефтяные пласты. Материалы 1-й международной конференции «Нефтеотдача-2003».-М., 2003. С. 33-34.

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

82. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Цынкова О.Э., Зискин Е.А., Токарева Н.А., Мыхтарянц С.А. Прогнозирование показателей разработкиместорождений с применением новых методов увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, №4/1977. С. 29 33.

83. Сургучев M.JL, Сургучев JI.M. Процесс водогазового воздействия на неоднородные пласты. Нефтепромысловое дело, № 6-7/1993. С. 3 13.

84. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. Москва, «Химия», 1975.

85. Требин Г.Ф., Чарыгин И.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1974. - 424 с.

86. Трофимов А.С. Водогазовое воздействие применительно к условиям полимиктовых коллекторов месторождений Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, № 2/1992.

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

88. Фаткуллин А.А. Значение газовых методов в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. Нефтяное хозяйство, № 1/2000. С. 32 35.

89. Шакиров Х.Г., Усенко В.Ф. Об эффективности водогазового воздействия на обводненные пласты ЮК10 п Талинской площади. Нефтепромысловое дело, № 5/1994.

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

91. Яковлев К.П. Математическая обработка результатов измерений. М.: Гостехиздат, 1953. 173 с.

92. Amoco delays four proposed C02 floods in Wyoming. // Enhanced Recovery Week. 1989, 24/IV. P. 1 - 2.

93. AOSTRA to help fund C02 foam experiment at Joffre // Enhanced Recovery Week. 1988, 26/XII. - P. 1 - 2.

94. Fluid monitoring keeps Judy Creek miscible. // Enhanced Recovery Week. 1989, 12/VI.-P.2.

95. Home mulling modifications to Swan-Hills flood. // enhanced Recovery Week. 1989, 21/VIII. P.l.

96. Immiscible CO2 boosts output five fold in Turkish field. // Enhanced Recovery Week. 1989, 1/V. P. 1, 3, 4.

97. Libya combines solvent, water injection // Enhanced Recovery Week. -1989, 5/VI.

98. Dr. D.Mikhaylov, Prof. V.Nikolaevskiy, Prof. G.Stepanova. Influence of gas microbubbles on the gas flooding in the presense of a surfactant. 13th European Symposium on Improved Oil Recovery. Budapest, Hungary, 25 - 27 April 2005.

99. Successful miscible-gas injection in Rhourde El Krouf Field, Algeria. Journal of Petroleum Technology, №1/2006.

100. Динамика изменения параметров вытеснения при моделировании вытеснения нефти водогазовой смесьюО0,0 0,1 0.2 0,3 0.4 0,5 0.6 0,7 0.8 0,9 1.0

101. Рис.П. 1.1. Зависимость обводненности продукции от относительного объема прокачки при входных газосодержаниях смеси (низкие давления): 1 16,5%, 2 - 28,3%, 3 - 40,0%, 4 - 59,8%, 5 - 69,7%, 6 - 84,7%, 7 - 0% (заводнение).

102. Рис. П. 1.2. Зависимость расхода керосина от относительного объема прокачки при различных газосодержаниях смеси (низкие давления):

103. Рис. П.1.3. Зависимость относительной фазовой проницаемости по керосину (Кн) от водонасыщенности (Sb) модели при различных газосодержаниях смеси (низкие давления): 1 16,5%, 2 - 28,3%, 3 - 40,0%, 4 - 59,8%, 5 - 69,7%, 6 - 84,7%.

104. Рис.П. 1.4. Зависимость фазовых проницаемостей по керосину (Кн) от относительного объема прокачки (V*) при разных газосодержаниях смеси (низкие давления): 1 16,5%, 2 - 28,3%, 3 - 40,0%, 4 - 59,8%, 5 - 69.7%, 6 - 84,7%.

105. Структуры водогазовой смеси и распределение пузырьков газа по размерам при различных газосодержаниях смеси (низкие давления)п