Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт

Зарипов, Мустафа Салихович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт"

На правах рукописи

ЗАРИПОВ МУСТАФА САЛИХОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ, ПОДГОТОВКИ И ЗАКАЧКИ РАБОЧИХ АГЕНТОВ В ПЛАСТ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2006 г.

Работа выполнена в ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология", г.Уфа

Научный руководитель доктор технических наук

Гильманова Расима Хамбаловна

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

кандидат технических наук Тазиев Марат Миргазиянович

Ведущая организация: ООО «УфаНИПИнефть»

Защита состоится 26 июля 2006 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр.Окгября, д.144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР").

Автореферат разослан 20 июня 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета .

канд. техн. наук Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Теоретические исследования по вытеснению вязких и высоковязких нефтей из терригенных и карбонатных коллекторов газовыми методами, а также опьгг газового и водогазового воздействия на продуктивные нефтенасыщенные коллектора свидетельствуют о высокой эффективности данного вида методов увеличения нефтеотдачи пластов. Так по результатам лабораторных исследований средний коэффициент вытеснения пластов может быть увеличен на 19-25 %, а по результатам их применения в промысловых условиях увеличение коэффициента нефтеотдачи достигает 5-7 %. Однако, при значительной аналитической и экспериментальной исследованности проблемы в отечественной практике объем промышленного применения данной технологии незначителен. Наряду с различными технологическими причинами, выделяются ряд технических осложнений, обусловленных необходимостью компримирования, смешивания и совместной закачки рабочих агентов в пласт яри высоких давлениях их нагнетания. Поэтому создание и совершенствование новых технологий нефтевытеснения для получения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов сдерживалось отсутствием в отечественной практике отработанного оборудования и технологии приготовления рабочих агентов для закачки в пласт. В связи с этим совершенствование технологии нефтевьггеснения в особенности из карбонатных коллекторов путем создания новых технологий разработки таких залежей нефти с отработанной технологией и техникой нагнетания рабочих агентов является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной отраслью.

Цель работы. Совершенствование технологии разработки неоднородных карбонатных коллекторов путем водогазового воздействия в режиме нестационарного нагнетания с созданием технологической схемы и оборудования для приготовления и закачки рабочих агентов в пласт.

Основные, задачи исследований:

1. Усовершенствовать технологии водогазового нефтевытеснения из карбонатных коллекторов путем инициирования упругих свойств пласта и флюидов.

2. Определить оптимальные параметры технологии водогазового воздействия на пласт путем оценки прогнозного коэффициента нефтеотдачи.

3. Исследовать варианты создания комбинированных технологий воздействия на пласт путем последовательного выключения в зоне фильтрации с ВГС трещин и высокопроницаемых промытых зон с закачкой загустителей с регулируемой вязкостью.

4. Разработать новую технологическую схему приготовления и закачки рабочих агентов в пласт и вывести на режим нагнетания.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществлялось на базе данных теоретических, экспериментальных и лабораторных исследований с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическим моделированием фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе и обобщением результатов экспериментов на опытно-промышленных стендах и установках по приготовлению и закачке рабочих агентов в пласт.

Научная новизна.

1. Усовершенствована технология вытеснения нефти из карбонатных нефтенасьпценных коллекторов путем создания нестационарного упругого режима вытеснения закачкой оторочек газированной нефти с регулируемой вязкостью, численно превышающей пластовую, и последовательным нагнетанием водогазовой смеси, разделенных оторочками буферной жидкости.

2. Численно исследована динамика изменения полей давления и водонасьпценности для различных значений вязкости вытесняющего агента и установлено, что в послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности снижает КИН при заводнении маловязкими агентами и увеличивает при применении высоковязкого вытесняющего агента.

3. Предложено для повышения эффективности нефтевьггеснеиия и регулирования расхода ВГС в заводненных трещинно-поровых коллекторах последовательно нагнетать для заполнения высокопроницаемых зон и трещин коллектора оторочку высоковязкой нефтегазовой смеси с вязкостью 1,5-2,0 раза превышающей пластовую, разделенных оторочками буферной жидкости и ВГС в объемах отдельных оторочек больших объема нефтегазовой смеси.

4. Создана установка по получению, приготовлению и закачке рабочих агентов для комбинированной технологии нефтевытеснения, выполненная в промысловых условиях, состоящая из блока диспергирования нефтегазовых и водогазовых смесей и их нагнетания в пласт.

5. В период пусковых испытаний установки выявлено влияние введения поверхностно-активных веществ с целью стабилизации структуры нефтегазовой и водогазовой смеси на устойчивость рабочих агентов против их разделения на фазы при расходе ПАВ„АФЭ12 из расчета 4-8 г/т жидкости.

Основные защищаемые положения. 1. Комбинированная технология вытеснения нефти оторочками сепарированной высоковязкой нефти, буферной жидкости и

водогазовой смеси с ПАВ путем инициирования упругого нестационарного режима.

2. Установка по приготовлению рабочих агентов путем диспергирования нефтегазовой и водогазовой смеси с добавкой ПАВ.

3. Режимы диспергирования нефти, газа и минерализованной воды в смеси с газом при подаче ПАВ.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы были включены в отдельные разделы при составлении «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью», утвержденной к внедрению территориальным отделением ЦКР по республике Татарстан (г.Казань.- Протокол № 345 от 15.12.2003

г-).

2. Создана технологическая схема и установка с комплектацией оборудования для приготовления и закачки рабочих агентов в пласт, состоящая из узла смешения и диспергирования, ввода ПАВ и нагнетания рабочего агента в пласт, которая реализована в промысловых условиях.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2006 гг.), на научно-технических Советах НГДУ «Бавлынефть» (2001-2006 гг.), на VI конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (г.Уфа,2005 г.), на семинарах института «ТатНИГШнефтъ ОАО Татнефть» (2001-2006 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, 13 из которых в центральных изданиях, включенных в перечень публикаций ВАК РФ, в которых одна научная статья подготовлена самостоятельно и 13 в соавторстве. В рассматриваемых работах автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация создания технологической схемы закачки рабочих агентов в пласт.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 121 странице машинописного текста и содержит 28 рисунков, 8 таблиц, список использованных источников из 125 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н. Гильмановой Р.Х., научному консультанту, профессору Хисамутдинову Н.И., д.т.н. Владимирову И.В., к.т.н. Вафину Р.В.,к.т.н. Алексееву Д.Л., ult.h. Буторину О.И., а также специалистам ЗАО «Алойл» многократные консультации и обмены мнениями с которыми по рассматриваемой проблеме способствовали формированию диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены основные задачи исследования, цель диссертационной работы, научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность и апробация работы.

В первой главе проведен анализ изученности проблемы. Показано, что имеющийся опыт газового и водогазового воздействия на продуктивные нефтеносные объекты, имеется в основном в США, по России не получил широкого распространения. Во многом это было обусловлено тем, что та однородная, химически инертная и малосжимаемая жидкость, которой является вода, полностью отвечала требованиям к флюиду воздействия на пласт, обуславливаемым геолого-физическими характеристиками эксплуатационных объектов и физико-химией залегающей в ней нефти.

Однако тенденция на увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в коллекторах с повышенной неоднородностью и пониженной проницаемостью, высокой вязкостью пластовой нефти, наличием обширных водонефтяных зон требует коренного изменения существующих технологий извлечения нефти, одним из направлений которого являются газовые. Отмечается, что вопросами использования газового и водогазового воздействия (ВГВ) для повышения нефтеотдачи в разные годы занимались Амелин И.Д., Андреев В.Е., Багов P.A., Батурин Ю.Е., Буторин О.И., Ващуркин А.И., Великовский A.C., Горбунов А.Т., Грайфер В.И., Дегтярев Н.М., Дерягин Б.В., Жданов С.А., Желгов Ю.В., Забродин П.И., Закс С.Л., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Г.З., Крючков В.И., Кувдин С.А., Лискевич Е.И., Лысенко В.Д, Мамедов Ю.Г., Мирзаджанзаде А.Х., Намиот А.Ю., Островский Ю.М., Пияков Г.Н., Степанова Г.С., Сургучев М.Л., Сургучев Л.М., Теслюк Е.В., Телин А.Г., Тронов В.П., Трофимов A.C., Хавкин А.Я., Хайрединов Н.Ш., Христианович С.А., Хисамутдинов Н.И., Шахвердиев А.Х., Шовкринский Г.Ю., Эфрос Д.П., зарубежные ученые Алба, Бенхем, Коваль, Кох, Слобод, Сайди, Филлтон, Уэлдж, Холм, Холмгрен и ряд других.

Однако при значительной аналитической и экспериментальной проработанности технологий ВГВ, объем промышленной реализации этих методов в отечественной нефтяной отрасли до последнего времени был незначителен. . Среди прочих, причиной тому' являлся ряд технических сложностей, обусловленных необходимостью компримирования, смешивания и закачки при высоких давлениях газожидкостных смесей.

Тем не менее, в больших или меньших объемах опытно-промышленные работы с применением газовых и водогазовых методов воздействия на пласт проводились в России на Советском, Вахском, Битковском, Озек-Суатском, Югомашевском, Самотлорском, Гойт-

Кортском, Озеркинском, Грачевском месторождениях, Минибаевской площади Ромашкинского месторождения.

Указано, что при прочих равных условиях, степень смешиваемости, а, значит, и степень эффективности вытеснения нефти газом тем выше, чем выше давление, при котором происходит процесс вытеснения. Кроме того, необходимость поддержания достаточно высокого давления закачки диктуется рядом других требований, предъявляемых к стандартной системе ППД, Однако если для закачки воды во второй половине прошлого века был создан и применялся большой ряд насосных агрегатов различного принципа действия, производительности и создаваемого давления, то отечественных компрессорных установок высокой мощности для компримирования газовой фазы при закачке в пласт, а тем более водогазовой смеси (ВГС) до последнего временя не существовало. Кроме того, возникали многочисленные технические трудности, связанные с необходимостью преодоления конденсатообразования при компримировании углеводородных газов, борьбы с коррозией, преодоления гидратообразования при совместной закачке водной и газовой составляющих и другие явления.

Так например, технически реализация ВГС осуществлялась посредством использования компрессорной станции (КС) высокого давления фирмы Dresser Clarck. Рабочее давление на выходе создавалось до 32 МПа. Трубопроводы высокого давления подавали газ от КС до газораспределительной батареи и от нее на нагнетательные скважины. Широко использовались эжекгорные устройства для смешения и диспергирования водной фазы и газа.

Однако при вытеснении нефти из порово-трещинных и трещинно-поровых карбонатных коллекторов вероятность заполнения закачиваемой водогазовой смесью трещин весьма высока, что может снизить эффективность использования объема ВГС. При этом увеличивается вероятность прорыва по наиболее проницаемым зонам и трещинам, что снижает коэффициент полезного использования объема ВГС. С целью увеличения коэффициента использования ВГС автором делается вывод о том, что может быть применена комбинированная технология нагнетания ВГС путем предварительного нагнетания рабочего агента повышенной регулируемой вязкости, заполнения им объема трещин и высокопроницаемых зон. Поэтому делается вывод о том, что наиболее перспективным может быть использование комбинированной технологии вытеснения нефти из карбонатных коллекторов путем совмещения технологии закачки оторочек загущенной жидкости с технологией закачки ВГС, разделенных оторочкой буферной жидкости.

Проведенный анализ на основе патентных исследований и ОПР существующего ряда и технического оснащения установок по закачке

водогазовых смесей в пласт показал, что наиболее перспективными установками для практического применения могут быть насосно-бустерные узлы с комплексом и системой автоматического управления, комплексным прибором замера давления, расхода и температуры на выходных трубопроводах, датчиками давления масла и его температуры в приводной части насоса, компрессор для предварительного компримирования попутного (факельного) газа, которые были приняты за основу при формировании и проектировании установки по закачке водогазовой смеси на Алексеевском месторождении.

Во второй главе рассматривается характеристика объекта исследования. Выполненный проект «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью» и утвержденный к внедрению территориальным отделением ЦКР по Республике Татарстан 15 декабря 2003 года, поставил ряд проблем, связанных с одной стороны с повышенным расходом ВГС для нефтевытеснения и с другой, с необходимостью приготовления рабочих агентов и закачки их в пласт. Необходимо было, кроме того, разработать новые решения по повышению эффективности вытеснения нефти водогазовой смесью в частности по Кизеловскому горизонту. В качестве прототипа для дальнейших исследований и совершенствования технологии и техники водогазового воздействия была принята диссертационная работа Р.В.Вафина «Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием в пласт», (ГУЛ «ИПТЭР»), Уфа.-2004.-162 е., в которой рассмотрены результаты экспериментальных исследований вытеснения нефти водогазовой смесью в лабораторных условиях, заложенные в проект разработки Алексеевского месторождения. Поэтому с целью расширения дальнейших исследований по этой проблеме автором было уточнено геологическое строение залежей нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения путем разукрупнения объектов на блоки 1,2,3,4,5.

По геологическому строению турнейский ярус представляет собой большой резервуар разновозрастных коллекторов различной толщины, насыщенных нефтью и водой и гидродинамически связанных между собой. Наиболее продуктивным является кизеловский горизонт. От нижележащего черепетского горизонта кизеловский отделяется маломощной плотной породой, иногда переходящей в проницаемый коллектор (скважины 6328, 6326, 6335, 110 в блоке 1), обусловливающий гидродинамическую связь между двумя горизонтами.

Общая средняя водонасыщенная толщина пласта в пределах залежей нефти составляет в среднем 10,9 м. В сводовых частях рассматриваемых нами структур кизеловский горизонт весь нефтеносный (скв.6328, 117, 6367). Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 1,0 м до 24,5 м. Горизонты турнейского яруса

сложены чередованием плотных и пористых разностей известняков. Коэффициент расчлененности в целом по кизеловскому горизонту изменяется от 1 (скв.188) до 9 (скв.189), составляя в среднем 4,2. В продуктивной части выделяется от 1 (скв.188) до 6 (скв.117) пористо-проницаемых пропластков. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами характеризуются известняки кизеловского горизонта. Поэтому нефтенасыщенные коллекторы турнейского яруса приурочены, в основном, к кизеловскому горизошу.

Пласт черепетского горизонта в пределах блоков 1, 2 также представлен массивной, но в основном водонасыщенной толщей пород. В подошве горизонта черепетские отложения слабо изрезаны плотными непроницаемыми породами. Общая средняя водонасыщенная толщина пласта в пределах залежи составляет в среднем 11,1 м. На сводовой части структуры пласт черепетский нефтеносный (скв.6328, 117, 6367). Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 2,6 м до 7,0м. От нижележащего упино-малевского черепетский горизонт отделяется плотной, непроницаемой карбонатной породой, более мощной, чем непроницаемые разделы черепетского и кизеловского горизонтов.

Приводятся физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. По обобщению данных лабораторных определений значений коэффициентов пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и газопроницаемости по данным исследования керна турнейского яруса в 21 скважине Алексеевского месторождения встречаются четыре структурные разности нефтенасьпценных известняков с различными фильтрационно-емкостными характеристиками. Преобладающими для кизеловского горизонта являются комковатые и порово-трещиноватые известняки пористостью от 4% до 16,8% и газопроницаемостью от 0,15 до 28,4х10"3мкм .

На втором месте по количеству содержания в породе находятся кристаллические известняки с пористостью от 0,8 до 10,5% и газопроницаемостью от 0 до 4,07х10"3мкм2. Эта разность известняков больше характерна для нижней водоносной части турнейского яруса. По полученным данным фильрационно-емкостных характеристик и нефтенасыщенности коллекторов турнейского яруса были построены карты распространения средневзвешенных значений коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по общей нефтенасыщенной часта турнейского яруса по разукрупненным участкам и по всему Алексеевскому месторождению и уточнены остаточные балансовые, извлекаемые, подвижные и недренируемые запасы нефти. Таким образом, уточнена исходная база данных исследуемого объекта.

Проведены дополнительные исследования физико-химического состава нефти в пластовых и поверхностных условиях по пробам, отобранным при поисково-разведочном бурении месторождения на стадии доразведки, в процессе испытания и текущей эксплуатации скважин. Так например, анализ изменения вязкости нефти (водонефтяной эмульсии) в зависимости от градиентов скорости сдвига и температуры при различных обводненностях, полученные путем лабораторных исследований дополнили новыми данными о свойствах нефти. В результате проведенных нами исследований реологических свойств водонефтяных эмульсий нефти Кизеловского горизонта отмечается резкое изменение вязкости поверхностной пробы от температуры проведения опыта в интервале температур 5 - 10 , причем темп изменения при низких температурах тем выше, чем выше обводненность продукции. Из этих опытов можно предположить, что обводненная нефть в пластовых условиях также обладает высокими численными значениями напряжения сдвига. Наличие комковатых и порово-трещиниых известняков с низкой пористостью матрицы (от 4 до 16 %) и газопроницаемостью от 0,15 до 28,4 • ДО"3 мкм2, не может эффективно вырабатываться заводнением водой, так как в зонах с проницаемостью менее 5 • 10"3 мкм2, фильтруемость воды приближается к нулю. Поэтому делается вывод о том, что повышение подвижности воды путем газирования при различных газосодержаниях может явиться альтернативным нефтевытесняющим агентом.

В третьей главе описаны методы совершенствования водогазового воздействия на неоднородные коллектора кизеловского горизонта комбинированными технологиями. Приводится обоснование проблемы и методы её решения на характеристике разукрупненных участков.

Отмечается, что потенциально высокая эффективность водогазового воздействия (ВГВ) может бьггь потеряна при условиях фильтрации трехфазного потока флюидов с сильно различающимися подвижностями в коллекторах со значительной неоднородностью фильтрационных свойств. При этом опережающий прорыв газа, как наиболее подвижного флюида, к забоям добывающих скважин сводит на нет преимущество ВГВ, превращая его в обычное заводнение. Ряд экспертов называют данное осложнение основным препятствием к применению ВГВ на трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах.

Ранее предложенная усовершенствованная комплексная технология разработки неоднородных коллекторов с использованием водогазового воздействия в сочетании с гидродинамическими методами воздействия на пласты позволила частично снять ряд возражений по использованию ВГВ на неоднородных коллекторах. Сочетание ВГВ с . технологиями изменения направления фильтрационного потока за счет

остановки и пуска добывающих скважин увеличивает коэффициент охвата воздействием.

Вместе с тем, указано, что данная технология достаточно трудоемка в применении на практике, так как предусматривает постоянные замеры и исследования проб нефти по всем добывающим скважинам, находящимся в зоне ВГВ, с целью определения скважин с повышенным газовым фактором.

Поэтому, описаны методы дальнейшего развития технологии ВГВ, применительно к карбонатным коллекторам.

Приводится модификация технологий ВГВ, эффективность которых возрастает за счет их сочетания с потокоотклоняющими технологиями.

На базе данных о характеристике объекта выполнены исследования влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора.

На базе численного исследования на профильной модели двухфазной фильтрации жидкостей. Для данной модели принято, что фазовые проницаемости не зависят как от абсолютной проницаемости коллектора, так и от вязкости вытесняющего агента.

Относительные (безразмерные) начальные балансовые запасы пласта определяются выражением:

QL^ =//«(*,(i)

0 0

где SQ(x,z) - начальное поле водонасыщенности.

Относительные потенциальные начальные подвижные запасы определены как:

Qh,* = )\m(x,z){\-S°(x,z)-c,)dxdz (2)

0 0

Относительные извлекаемые запасы определены как величина извлеченной нефти при достижении на выходе из пласта (добывающей скважиной) предельной величины обводненности.

Рассмотрена динамика выработки запасов нефти из модельного пласта при разных значениях соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента. Для оценки текущего состояния выработки запасов введены следующие величины:

текущий коэффициент извлечения нефти i i

^m(x,z)Q.-S'(x,z))dxdz

Ts-1 ■* Qbalance _ i 0 О /~>\

1-^Го---1----(3)

s¿balance balance

текущие подвижные запасы в долях от начальных балансовых запасов нефти.

1 1

К'

moiing

jjm(x, z)( 1 - S'(x, z) - c0

о 0 _

iibalance

(4)

где 50 (х, г) - текущее поле водонасыщенности ,

Динамика текущих показателей разработки для различных значений вязкости, показала, что применение более вязкого вытесняющего агента приводит к более полному извлечению нефти из неоднородного коллектора, но с более низкими темпами отбора запасов (рисунок 1).

0.30

нефть (1)

——— вода (1)

1" обводненность (1)

— КИН (1)

нефть (2)

вода (2)

обводненность(2)

КИН (2)

■ 0-4 §

i $

02 ю

время, отн.ед.

Рисунок 1. Динамика показателей разработки для значений вязкости вытесняющего агента: 1 - [Л* !/¿О=0.66,2 - /л0= 2.0

Динамика выработки запасов нефти (текущий КИН) в зависимости от текущей обводненности добываемой жидкости для разных значений соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента приведена на рисунке 2. Видно, что увеличение конечного КИН при применении более вязкого вытесняющего агента достигается, в основном, за счет увеличения объемов отбираемой нефти за безводный период.

обводненность, д.ед.

Рисунок 2. Динамика выработки запасов нефти в зависимости от текущей обводненности добываемой жидкости при

различных значениях / Ца

Для исследуемой модели при более вязком вытесняющем агенте около 46 % геологических запасов нефти извлекается за безводный период, а при менее вязком вытесняющем агенте эта величина составляет 35 %. По-разному происходит выработка запасов нефти в высокообводненный период (более 80%). В этот период для случая менее вязкого вытесняющего агента вырабатывается около 20 % запасов нефти модели, в то время, как для более вязкого агента - около 10 %.

Рассмотренные выше результаты моделирования процессов вытеснения нефти из линейной модели пласта с применением вытесняющих агентов различной вязкости показали, что в послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности коллектора снижает КИН при заводнении маловязким агентом и увеличивает КИН при использовании высоковязкого вытесняющего агента. Применение высоковязкого вытесняющего агента способствует снижению темпов отбора запасов нефти и увеличению сроков разработки залежи.

По результатам численных исследований разработано 2 технологии. Первая - нагнетание ВГС и оторочек пенных систем и вторая - оторочки ВГС и вязкой жидкости на базе смеси сепарированной нефти и газа путем диспергирования газа в нефти для создания регулируемой вязкости закачиваемых агентов.

Первая технология включает последовательную закачку оторочек водогазовой смеси оптимального состава, определяемого по результатам лабораторных исследований при получении максимального коэффициента вытеснения нефти, в циклическом режиме через

нагнетательные скважины и периодический отбор жидкости через добывающие скважины. В начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин, а закачку водогазовой смеси производят в три этапа, причем на первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом равным 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе. Затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых. После чего в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе. Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50 - 60 % начальных геологических запасов нефти залежи. Последовательно на третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего никла закачки водогазовой смеси. Причем, в качестве газовой фазы в водогазовой смеси используют попутный (факельный), природный газ или их смесь, а для нагнетательных скважин с низкой приемистостью из второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды, газа и поверхностно-активного вещества исключают газовую фазу, а содержание газа в водогазовой смеси в первой оторочке увеличивают в два раза.

Численный счет путем математического моделирования процессов фильтрации многофазных флюидов в трещиновато-пористых коллекторах показал следующие результаты (таблица 1).

Таблица 1- Результаты расчетов

Варианты Расчетные коэффициенты, доли ед.

Вытеснен ия Охвата вытеснением Охвата заводнением КИН

Естественный режим 0.480 0.507 0.452 0.110

Заводнение 0.480 0.507 0.699 0.170

Водогазовое воздействие по прототипу 0.590 0.535 0.729 0.230

Водогазовое воздействие по предлагаемому способу 0.590 0.551 0.768 0.250

Вторая - технология вытеснения нефти закачкой ВГС и нефтегазовых смесей с регулируемой вязкостью, включающая поддержание упругого режима работы пластов путем циклической последовательной закачки оторочек вьпесняющюс агентов (сепарированной нефти в смеси с газом и регулируемой швшщ ВГС) в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой их которых относят добывающие V скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин, а ко »горой группе относят остальные добывающие скважины с текущей обводненностью добымемой продукции ниже средней текущей ^водаосги всех скважин, а каждый цикл последовательной закачки оторочек вытесняющих агентов начинают с прекращения закачки вода в нагнетательные скважины на период времени, определяемый по результатам гидродинамических исследований скважин. Закачку оторочек вытесняющих агентов ведут в следующей последовательноста: первая оторочка объемом 5 - 10 % объема перового пространства призабойной зоны пласта - первая углеводородная жидкость (сешрированная нефть с газом), вторая оторочка (водог^ва* смесь) объемом 5 - 10 % объема порового пространства призабойной зоны пласта - вторая углеводородная жидкость с добавками химических реагентов в качестве стабилизаторов ВГС, третья оторочка объемом 12 -24 % объема порового пространства призабойной зоны пласта -закачиваемая вода, причем в период закачки второй оторо^и вытесняющего агента отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы на срок, не превышающий время этого периода Затем циклы последовательной закачки оторочек

вытесняющих агентов повторяют до начала снижения технологического или экономического эффектов, а добывающие скважины первой группы отключают из эксплуатации только в период закачки оторочек воды и только после начала снижения их дебитов по жидкости и/или снижения динамических уровней при постоянном дебите по жидкости. Запускают в эксплуатацию скважины в начале следующего цикла закачки оторочек вытесняющих агентов, а в периоды простоя в них проводят гидродинамические исследования пластов и геолого-технические мероприятия по стимуляции добычи нефти в добывающих скважинах второй группы и по водоограничению в добывающих скважинах первой группы.

В четвертой главе рассмотрены вопросы формирования и испытания технологической схемы приготовления и закачки газожидкостных смесей в пласт для реализации разработанных технологий.

Принципиальная технологическая схема реализованного поверхностного обустройства системы приготовления и транспортировки ГЖС в условиях Алексеевского месторождения приведена на рисунке 3.

Перечень основных технических средств и вспомогательных приборов для реализации водогазового воздействия в условиях Алексеевского месторождения включает в себя насосно-бустерную установку (НБУ) типа СИН50.06.01.00.000 на базе трехплунжерного насоса СИН61.00.100.000 с силовым э/двигателем ВА02-355М6 У2 (г. Пермь), подпорный центробежный насос ЦНС 13 х 70 с э/двигателем АИММ 132 М2 У2,5, пакера механическим якорем типа ПРО-ЯДЖ-О-110, диспергаторы гидродинамические ДГ-200/70, а также воду техническую по ГОСТ 24902 - 91 или сточную из системы ППД по ОСТ 39 - 225 - 88 и газ нефтяной попутно добываемый, со второй ступени сепарации. Барометрический контроль состояния смеси на отдельных участках обвязки оборудования осуществляется рядом манометров.

Вода из отстойника горизонтального с жидкостным фильтром (ОГЖФ) 1 поступает на блок фильтров 2. Затем, при закрытой задвижке 3 и открытой 4, подается на приём подпорного центробежного насоса 5 с приводом от электродвигателя 6. Для запуска насоса предусмотрена байпасная линия 7 с вентилем 8. Далее, вода, проходя через обратный клапан 9, задвижку 10, регулятор давления 11 с манометром 12, расходомер 13, подается на приём насосно-бустерной установки 14 (НБУ). Приём НБУ оборудован электроконтактным манометром 15 и задвижкой 16. Газ, отделённый от нефти и воды на УПС-7, с газосепаратора 17 по трубопроводу диаметром 57 мм подаётся на приём НБУ, который в свою очередь, оборудован задвижкой 18, газовым счётчиком 19 и манометром 20. НБУ 14 имеет привод от двигателя 21 через редуктор 22. Управление работой НБУ осуществляется с блока управления 23.

Рисуиок3 • Принципиальная технологическая схеме системы прмгогоедеим и тренспортмровкм гавашдиостой снеси.

Выкид НБУ оборудован компенсатором 24, задвижкой 25, электроконтактным манометром 26, обратным клапаном 27, задвижкой 28, манометром 29, термометром 30 и пробоотборником 31. Газожидкостная смесь (ГЖС) с выкида НБУ по линии высокого давления 33, через задвижку 32, поступает на выносную гребёнку 34. Здесь, поток ГЖ делится в определённом соотношении расходов, на 2, а в будущем на 3 направления. Каждая ветка оборудована задвижкой 35, пробоотборником 36 и манометром 37. Затем ГЖС по водоводу 38 диаметром 114мм, смонтированному из металлопластмассовых труб (Ml и), подается на устье нагнетательной скважины, оборудованное изолирующим соединением 39,задвижками

40,диспергатором 41,пробоотборниками 42, манометрами 43, обратным клапаном 44 и образцом для определения скорости коррозии 45. Для предотвращения разрушения напорного трубопровода при авариях, на выкиде НБУ предусмотрен аварийный отвод ГЖС в канализационную линию диаметром 159 мм. В этом случае ГЖС, минуя дренажную задвижку 46, попадает в колодец 47. Для возможности исключения из технологического процесса НБУ, предусмотрена обводная ветка 48, снабженная задвижками 49, манометром 50, расходомером 51 и шурфом для размещения погружной насосной установки 52.

Отмечено, что важным этапом является проведение предварительных пусковых исследований установки. При проведении исследований режимов перекачки, для адаптации условий их проведения и упрощения сравнительного анализа, каждая серия опытов пробной эксплуатации проводилась при шести различных расходных показателях флюида с целью определения режима диспергирования «вода-газ», «нефть- газ» в соотношениях вода к газу от 2,3 :1 до 1,5:1, нефть к газу 2:1.

Отмечено, что без предварительных пусковых испытаний по определению энергетических потерь на перекачку водогазожидкостных смесей и отработки режима получения рабочих агентов и их транспортировки пуск установки в работу может быть не эффективным. Поэтому были проведены предварительные исследования получения нефтегазовых и водогазовых дисперсных систем, в частности исследование движения газожидкостных смесей на базе «нефть-газ», «вода-газ» с вводом ПАВ и без. Моделирование экспериментов проводилось при двух режимах: исследование изменения давления по длине трубопровода сепарированной нефти с диспергированным газом без ввода ПАВ и с вводом ПАВ (АФ912) в качестве эмульгатора. Подача ПАВ осуществлялась на узле диспергирования из расчета по расходу 4 -8 г/т по жидкости, нижний и верхний пределы которого определялись экспериментально.

В результате обобщения данных экспериментальных исследований на стенде и проведения исследований на реальной

установке в период пусковых испытаний задача получения проектных составов нефтегазовой и водонефтегазовой устойчивой смеси была успешно решена. На устье нагнетательных скважин получен рабочий агент для закачки в пласт расчетного состава и свойств.

В пятой главе приведен технико-экономический анализ и расчет эффективности предлагаемых рекомендаций. Проведена оценка результатов обобщенных рекомендаций по главам 3 и 4 на реальном объекте. Залежь нефти в блоке № 1 кизеловского горизонта (рисунок 4) разбурена 26 скважинами, пять из которых находятся в эксплуатации на другие горизонты (№№ 6328, 6333,6361, 6367,6436). Разбуривание залежи согласно технологической схемы разработки осуществлялось квадратной сеткой скважин с расстоянием между ними 400 м (плотность сетки скважин 16,0 га/скв.). Проектное соотношение добывающих и нагнетательных скважин 3:1, забойное давление в добывающих скважинах запроектировано на уровне 3-4 МПа, в нагнетательных - 710 МПа Принятый коэффициент компенсации отбора закачкой -150%.

Фактически реализованная система разработки в настоящее время отличается от проектной (2003 г) по следующим положениям:

- не освоена система циклического площадного заводнения;

- часть скважин находятся в эксплуатации на нижние горизонты, поэтому расчетная база приведена вначале к показателям 2003 г., которые прняты за базовые.

Рассчитано пять вариантов дальнейшей разработки, различающихся методами интенсификации добычи нефти и системами разработки.

Вариант нулевой - предусматривает разработку залежи нефти при сложившейся системе и условиях разработки, то есть без проведения каких-либо дополнительных геолого-технических мероприятий.

Вариант первый (базовый) предусматривает организацию прикогаурной системы циклического заводнения через шесть нагнетательных скважин, причем закачка воды (1 очередь) начинается в 2004 году в две нагнетательные скважины (№№ 6343, 6396), в 2010 г.под закачку воды переводятся еще две скважины №№ 6320,6321 после их обводнения (II очередь), последние две скважины №№ 110, 418 (III очередь) переводятся под закачку воды в 2015 г. Кроме того, предполагается, что после обводнения по нижним горизонтам, в эксплуатацию на нефть по залежи кизеловского горизонта будут введены следующие добывающие скважины: № 6333 - в 2008 г., № 6361 - в 2009 г., № 6436 - в 2011 г., № 6328 - в 2012 г. и № 6367 - в 2016 году. При этом соотношение добывающих и нагнетательных скважин составит 3,0 доли ед., как и принято в технологической схеме разработки 1998 года. Второй вариант предусматривает применение вместо закачки воды закачку водогазовой смеси в сочетании с

гидродинамическим (циклическим) воздействием на трещиновато-пористые коллектора в размере 30 % от объема порового пространства залежи.

БЛОК №1

Абсолютная отметка кровли горизонта, м

•1142 -11» -1194-1130 -пае -1122 -111« -1114

Внииний контур ВНК

Рисунок 4. Структурная поверхность кровли кизеловского горизонта в районе блока № 1 Алексеевского месторождения

Третий вариант предусматривает модификацию технологии ВГВ, заключающуюся в оптимальном сочетании закачки потокоотклоняющих оторочек с регулируемой вязкостью и водогазового воздействия.

Четвертый вариант дополнительно предусматривает бурение четырех новых скважин в зонах залежи слабо охваченных процессом фильтрации. Причем, в 2006 году для бурения намечены две скважины в районе скважин №№ 633,6334, а в 2007 г.- еще две в районе между скважинами №№ 6434, 6435 и № 110. Все новые скважины располагаются в пределах восьмиметровой нефтенасыщенной толщины пластов. Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки залежи нефти в блоке № 1 кизеловского горизонта приведены в таблице 2. -

Экономическая оценка рекомендаций и проектных решений показала прирост по третьему варианту добычи нефти за весь срок разработки 84,8 тыс.т, увеличение коэффициента нефтеизвлечения с 0,175 до 0,242 доли ед. и получить прирост КРУ на 17 млн.руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенный комплекс исследований и их обобщение позволяют сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Исследование и анализ состояния разработки Алексеевского месторождения и реологических свойств поверхностных проб нефтей в частности изменение вязкости от градиента сдвига и обводненности показали, что нефти и водонефтяные эмульсии Кизеловского горизонта Алексеевского месторождения при низких температурах, температуре пласта и высокой обводненности (40-70%) с уменьшением градиента скорости сдвига резко растут даже для безводной нефти, причем тем быстрее, чем ниже температура и повышенная обводненность, что указывает на неньютоновские свойства пластовых нефтей, которые являются основным показателем низкой вырабатываемости извлекаемых запасов нефти.

2. Путем моделирования процессов вытеснения такой категории нефтей из трещиновато-пористых коллекторов с применением вытесняющих агентов различной вязкости установлено, что увеличение вязкости вытесняющего агента приводит к нелинейному увеличению КИН. Причем в послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности коллектора снижает КИН при заводнении маловязким агентом и увеличивает КИН при использовании высоковязкого агента. В то же время использование высоковязкого вытесняющего агента способствует снижению темпов отбора запасов нефти и увеличивает срок разработки залежи.

3. Усовершенствованы технологии вытеснения нефти из карбонатных нефте насыщенных коллекторов путем последовательного создания нестационарного упругого режима вытеснения закачкой оторочек газированной нефти с регулируемой вязкостью и пенных систем оторочками водогазовой смесью, разделенных нагнетаемой буферной жидкостью, что позволит увеличить темпы отбора нефти, снизить срок разработки залежи нефти и увеличить коэффициент нефтеотдачи по первой технологии в сравнении с аналогом на 10,8 %, по второй - на 12,1 %.

4. Создана установка по приготовлению нефтегазовых и водогазовых смесей, состоящая из узла диспергирования, силовых насосов, контрольно-измерительных приборов, пусковые испытания которой показали высокую работоспособность, которая в настоящее время используется на Алексеевском месторождении в режиме стационарного нагнетания рабочих агентов в пласт.

нефти за весь срок разработки составит 84,8 тыс.т, увеличение коэффициента нефгеизвлечения с 0,175 до 0,242 доли ед. и получить прирост NPV на 17 млн.руб.

Таблица 2 - Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки___

Характеристики Варианты

Первый (базовый) Второй Третий Четвертый

Режим разработки упруго-водонапорный

Система размещения скважин квад ратная

Расстояние между скважинами, м 400 400 400 400

Плотность сетки, 104 м2/скв 16 16 16 16

Коэффициент охвата процессом вытеснения, доли ед. 0.507 0.535 0.572 0.591

Соотношение скважин на объекте, доб/нагн 3.2:1 3.2:1 3.2:1 3.8:1

Режим работы нагнетательных скважин: средняя приемистость, мЗ/сут давление: на устье, МПа на забое, МПа 75 - 100 6-8 20-22 60-80 7-9 19-21 60-80 7-9 19-21 60-80 7-9 19-21

Коэффициент Использования фонда скважин, доли ед.: добывающих нагнетательных 0,90 0,85 0,90 0.85 0,90 0.85 0.90 085

Коэффициент эксплуатации, доли ед. добывающих нагнетательных 0.95 0.90 0.95 0.90 0.95 090 0.95 0.90

Принятый коэффициент компенсации отбора закачкой (накопленный!, % 141.0 127.3 127.3 127.1

Система воздействия Заводнение + цихлика ВГВ + циклиха ВГВ + циклика+ потокооткл. техн. ВГВ + циклика+ потокооткл. техн.

Фонд скважин для бурения,шт. 0 0 0 4

Перевод скважин с нижележащих горизонтов, шт. 5 5 5 5

Эксплуатационный фонд скважин.шт. в т.ч. добывающих нагнетательных 25 19 б 25 19 б 25 19 6 29 23 6

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях

1. Казакова Т.Г., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов P.P., Щелков С.Ф., Зарипов М.С. Влияние процессов фильтрации жидкости в пласте на восстановление давления в скважине // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2003. - № 8. - С.42-46.

2. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов P.P., Щелков С.Ф., Зарипов М.С. Исследование процессов установления стационарного режима работы скважины в зонально-неоднородном пласте // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2003. - № 8. -С. 15-19.

3. Вафин Р.В., Владимиров И.В. Буторин О.И. Хисамутдинов Н.И. Фролов А.И. Зарипов М.С. Анализ влияния на степень выработки участков Абдрахмановской площади параметров пласта и системы выработки. // НТЖ Нефтепромысловое дело. - 2004. - Х°3. - С.9-16.

4. Вафин Р.В., Владимиров И.В. Буторин О.И. Хисамутдинов Н.И. Фролов А.И. Зарипов М.С. Методы кластерного и дискриминангного анализа в выборе объектов для проведения геолого-технических мероприятий на примере участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения // НТЖ Нефтепромысловое дело. -2004. -№4. -С. 12-19.

5. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов ДК. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2004. -№ 6.

- С. 32-38.

6. Владимиров И.В., Коряковцев В.М Зарипов P.P. Вафин Р.В., Зарипов М.С. Методические основы определения предельных нефтенасьпценных толщин для размещения новых скважин на «малых» нефтяных месторождениях Республики Татарстан (на примере Тавельского месторождения). // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2004. -№ 6. - С. 39-46.

7. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Насибуллин A.B., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Определение радиуса контура питания скважины при решении задачи моделирования процессов фильтрации пластовых флювдов с учетом предельного градиента сдвига // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2004. - № 6. - С. 47-49.

8. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Гимаев И.М, .Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Стимуляция добычи нефти по кизеловскому горизонту Алексеевского месторождения обработкой призабойных зон добывающих скважин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2004. -№ 7.

- С. 16-20.

9. Вафин Р.В., Зарипов М.С Исследование процессов заводнения неоднородных коллекторов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2004. — №4. - С.28-33.

10. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Заводнение нефтяных пластов с высокопроницаемыми включениями // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2004. - №4. - С.34-37.

11. Ахметов Н.З., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г. Вафин Р.В., Зарипов М.С. Анализ результатов применения нестационарного заводнения на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения и перспективы дальнейшего совершенствования технологий нестационарного нефтеизвлечения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2004. - №3. - С.24-31.

12. Вафин Р.В., Буторин О.И., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л. Водогазовые методы выработки трудноизвлекаемых запасов // Сб. науч. тр. VI

Конгресса нефтепромышленников России. - Уфа: Монография, 2005. -С. 80-84.

13. Зарипов М.С. Методика проведения промысловых исследований потерь давления в системе транспорта газожидкостных смесей на Алексеевском месторождении // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2006. - №3. — С.32-35.

14. Патент РФ №2204711, Е 21 В 47/00, 47/10. Установка для измерения и учета продукции скважин / Зиякаев З.Н., Тимашев А.Г., Зарипов М.С., Губайдуллин P.A., Хакимов А.М, Житков A.C., Трубил М.В. / Бюл. Открытия, Изобретения-2003, № 14.

Подписано к печати 14.06.2006 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии. Тираж 100 экз. Усл.-печ. л. 1,36 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472) 35-77-19

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Зарипов, Мустафа Салихович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЙ УРОВЕНЬ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

1.1. Обзор научных исследований и опыта внедрения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов.

1.2. Промысловый опыт осуществления технологических процессов нефтедобычи с использованием газожидкостных смесей.

1.3. Патентный обзор имеющихся разработок в области повышения нефтеотдачи пластов газовыми методами.

1.4. Обзор характера и особенностей совместного движения газов и жидкостей в системах сбора, подготовки и транспорта многофазных смесей.

• ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Геологическое строение залежей нефти турнейского яруса.

2.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек.

2.3. Свойства и состав нефти, газа и воды.

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕОДНОРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРА КИЗЕЛОВСКОГО ГОРИЗОНТА КОМБИНИРОВАННЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ.

3.1. Обоснование проблемы и методы её решения.

3.2. Постановка задачи исследования эффективности вытеснения нефти из неоднородных коллекторов.

3.3. Исследование влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора.

3.4. Основные положения новой технологии водогазового воздействия на существенно неоднородные коллекторы в сочетании с потокоотклоняющими технологиями.

ГЛАВА 4. ФОРМИРОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ЗАКАЧКИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ.

4.1. Обоснование и описание технологической схемы установки по ф приготовлению и закачке газожидкостных смесей.

4.2. Методика проведения пусковых испытаний.

ГЛАВА 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ И РАСЧЕТ 98 ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ.

5.1. Обоснование расчетных вариантов разработки залежи нефти кизеловского горизонта турнейского яруса Алексеевского месторождения и их исходные характеристики для расчетов.

5.2. Показатели экономической оценки вариантов разработки.

5.3. Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт"

Актуальность проблемы. Теоретические исследования по вытеснению вязких и высоковязких нефтей из терригенных и карбонатных коллекторов газовыми методами, а также опыт газового и водогазового воздействия на продуктивные нефтенасыщенные коллектора свидетельствуют о высокой эффективности данного вида методов увеличения нефтеотдачи пластов. Так по результатам лабораторных исследований средний коэффициент вытеснения пластов может быть увеличен на 19-25 %, а по результатам их применения в промысловых условиях увеличение коэффициента нефтеотдачи достигает 5 - 7 %. Однако, при значительной аналитической и экспериментальной исследованности проблемы в отечественной практике объем промышленного применения данной технологии незначителен. Наряду с различными технологическими причинами, выделяются ряд технических осложнений, обусловленных необходимостью компримирования, смешивания и совместной закачки рабочих агентов в пласт при высоких давлениях их нагнетания. Поэтому создание и совершенствование новых технологий нефтевытеснения для получения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов сдерживалось отсутствием в отечественной практике отработанного оборудования и технологии приготовления рабочих агентов для закачки в пласт. В связи с этим совершенствование технологии нефтевытеснения в особенности из карбонатных коллекторов путем создания новых технологий разработки таких залежей нефти с отработанной технологией и техникой нагнетания рабочих агентов является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной отраслью.

Основные задачи исследований:

3. Исследовать вари анты создания комбинированных технологий воздействия на пласт путем последовательного выключения в зоне фильтрации с ВГС трещин и высокопроницаемых промытых зон с закачкой загустителей с регулируемой вязкостью.

4. Разработать новую технологическую схему приготовления и закачки рабочих агентов в пласт.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществить на базе данных теоретических, экспериментальных и лабораторных исследований с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическим моделированием фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе и обобщить результаты экспериментов на опытно-промышленных стендах и установках по приготовлению и закачке рабочих агентов в пласт.

Научная новизна.

1. Усовершенствована технология вытеснения нефти из карбонатных нефтенасьпценных коллекторов путем последовательного создания нестационарного упругого режима вытеснения закачкой оторочек газированной нефти с регулируемой вязкостью, превышающей пластовую и водогазовой смеси, разделенных нагнетаемой буферной жидкостью.

2. Численно исследована динамика изменения полей давления и водонасыщенности для различных значений вязкости вытесняющего агента и установлено, что в послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности снижает КИН при заводнении маловязкими агентами и увеличивает при применении высоковязкого вытесняющего агента.

3. Предложено для повышения эффективности нефтевытеснения и регулирования расхода ВГС в заводненных трещинно-поровых коллекторах последовательно нагнетать для заполнения высокопроницаемых зон и трещин коллектора оторочку высоковязкой нефтегазовой смеси с вязкостью 1,5-2,0 раза превышающей пластовую, разделенных оторочками буферной жидкости и ВГС в объемах отдельных оторочек больших объема нефтегазовой смеси.

5. В период пусковых испытаний установки выявлено влияние введения поверхностно-активных веществ с целью стабилизации структуры нефтегазовой и водогазовой смеси на устойчивость рабочих агентов против их разделения на фазы при расходе ПАВ АФ$\2 из расчета 4-8 г/т жидкости.

Основные защищаемые положения.

1. Комбинированная технология вытеснения нефти оторочками сепарированной высоковязкой нефти, буферной жидкости и водогазовой смеси с ПАВ путем инициирования упругого нестационарного режима.

3. Режимы диспергирования нефти, газа и минерализованной воды в смеси с газом и ПАВ.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы были включены в отдельные разделы при составлении «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью», утвержденной к внедрению территориальными отделениями ЦКР по республике Татарстан (г.Казань.- Протокол № 345 от 15.12.2003 г.).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2006 гг.), на научно-технических Советах НГДУ «Бавлынефть» (2001-2006 гг.), на VI конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (г.Уфа,2005 г.), на семинарах института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» (2005-2006 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, 13 из которых в центральных изданиях , включенных в печень публикаций ВАК РФ, в которых одна научная статья подготовлена самостоятельно и 13 в соавторстве. В рассматриваемых работах автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация создания технологической схемы закачки рабочих агентов в пласт.

Структура п объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 121 страницах машинописного текста и

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Зарипов, Мустафа Салихович

Выводы.

Рассмотренные выше результаты моделирования процессов вытеснения нефти из линейной модели пласта с применением вытесняющих агентов различной вязкости показали, что увеличение вязкости вытесняющего агента приводит к увеличению КИН. В послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности коллектора снижает КИН при заводнении маловязким агентом и увеличивает КИН при использовании высоковязкого вытесняющего агента. Применение высоковязкого вытесняющего агента способствует снижению темпов отбора запасов нефти и увеличению сроков разработки залежи. Выбор оптимального по вязкости вытесняющего агента существенно зависит от степени неоднородности проницаемости коллектора. В однородных коллекторах оптимальным является выбор вытесняющего агента с вязкостью сравнимой с вязкостью нефти. В неоднородных по проницаемости коллекторах оптимальная величина вязкости вытесняющего агента изменяется в широких пределах и ее конкретная величина определяется иными критериями (например, экономическими).

3.4. Основные положения новой технологии водогазового воздействия на существенно неоднородные коллекторы в сочетании с потокоотклоняющими технологиями

Как было отмечено выше, на ряде месторождений Российской Федерации широко применяются потокоотклоняющие и нефтевытесняющие технологии повышения нефтеотдачи пластов [12]. Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, физико-химические методы повышения нефтеотдачи являются одним из наиболее доступных способов стабилизации добычи нефти и доизвлечения запасов нефти, сосредоточенных в слабодренируемой части неоднородных по проницаемости и распространению коллекторов. Даже при многократном применении гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов, таких как циклическое заводнение со сменой направления фильтрационных потоков, в пластах остаются запасы нефти в тупиковых и застойных зонах, а также в низкопроницаемых коллекторах. Извлечение таких запасов без изменения свойств вытесняющей жидкости достигнуть не удается. Данные положения относятся также и к карбонатным коллекторам, которые характеризуются высокой неоднородностью фильтрационных свойств.

Предлагаемые в работе технологии направлены на повышение нефтевытеснения в результате оптимального чередования закачиваемых оторочек на базе ВГС и пенной системы, композиций «сырая нефть»+эмульгатор+попутно добываемый газ, водогазовая смесь оптимального состава. Данная технологии является эффективной, позволяет осуществлять комплексное воздействие на продуктивные залежи, прирастить начальные извлекаемые запасы нефти и подключить к процессу фильтрации недренируемые запасы нефти.

Важным моментом предлагаемых технологий является подбор параметров агентов вытесняющих оторочек. Для определения оптимальных значений вязкостных характеристик было проведено математическое моделирование процессов вытеснения оторочками агентов с различной вязкостью (см. раздел выше). Результаты моделирования показали, что изменение охвата воздействием за счет изменения вязкости вытесняющего агента позволит: 1) увеличить долю текущих извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в активную разработку, 2) прирастить начальные извлекаемые запасы нефти за счет перевода части неподвижных запасов в подвижные. С точки зрения оптимальности подбора вязкости агента вытесняющей оторочки, нами представляется выбор агента с вязкостью в 2-2.5 раз больше, чем вязкость пластовой нефти. Это связано, прежде всего, с тем, что при таких соотношениях вязкости наблюдается наибольший рост коэффициента охвата воздействием и, в то же время, не так сильно сказываются эффекты, связанные с вязкостной неустойчивостью. Кроме того, необходимо учесть и скорость продвижения оторочек. Для высоковязких оторочек время их продвижения велико.

Ранее в работах [12] нами было показано, что для условий реальных залежей оптимальным выбором агента оторочек может стать применение "сырой" дегазированной нефти данной залежи в смеси с эмульгатором, что позволит обеспечить максимальную совместимость с пластовыми флюидами и скелетом коллектора. Добавление в смесь попутно добываемого газа позволит регулировать вязкость и плотность (а значит, и объем в пластовых условиях) закачиваемой оторочки с учетом результатов лабораторных исследований свойств нефти и газа (плотность, вязкость, газосодержание (рисунок 3.12). Математическая обработка кривых по методу наименьших квадратов дает следующие выражения для:

1. Зависимости плотности от содержания газа в смеси

G) рн = 0,00001 G2-0,0019G+0,8373. (R2=0,99).

2. Зависимости вязкости нефти от G ц„ = 0,004 lG2-0,5088G+23,529 (R2=0,99). у 3. Зависимости вязкости нефти от газосодержания * ц„ = -0,0024Гс2-0,05 12Гс+25,94 (R2=0,99). (3.15а)

4. Зависимости содержания газов в смеси от газосодержания Гс= - 0,0216G2+2,0896G+23,7 (R2=0,99).

Приведенные эмпирические зависимости (3.15а) будут в дальнейшем широко использованы при расчете параметров нефтегазовой смеси и водогазовой смеси в технологиях повышения нефтеотдачи пластов.

Рассмотрим более подробно технологии, принятые к реализации на Алексеевском месторождении.

3.4.1. Технология вытеснения нефти закачкой ВГС и пенных систем

По данной технологии увеличение нефтеизвлечения достигается за счет последовательной закачки оторочек водогазовой смеси оптимального состава в циклическом режиме в сочетании с периодическим отбором жидкости и нагнетания оторочек водогазовой смеси с ПАВ (пенная система).

1 25

1.15

-9-m

S 1.10 л

1 05

1.00 -> газосодержание объемный коэффициент

-1-1

0.85

0.30 г- 100

- 90

- во

- 70

- 50

- 40

- 30

- 10 0

S X го К

01 Ч о о о п 0! содержание газа в смеси, %

Рисунок 3.12. Изменение плотности, вязкости, газосодержания и объемного коэффициента нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения при растворении в ней попутно добываемого газа

Известен способ разработки залежи [81] с заводнением водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом, в котором в качестве водогазового раствора закачивают однофазный газовый раствор в пред переходном фазовом состоянии при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях, поддерживают в процессе отношение забойного давления к пластовому менее двух, при этом в качестве газовой фазы в водогазовом растворе используют углеводородный газ, а в качестве поверхностно-активного вещества добавляют 0,01 - 1,0 % катионного поверхностно-активного вещества.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [80], включающий закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, в котором перед закачкой воды и газа в нагнетательную скважину строят зависимость нефтеотдачи от соотношения газ : вода и осуществляют закачку смеси при соотношении газ : вода, соответствующем максимальной нефтеотдаче, причем смешение газа с водой осуществляют с помощью предварительно установленного на эксплуатационной колонне эжектора, активный вход которого соединен с её внутренней полостью, а пассивный - с межтрубным пространством, при этом плотность водогазовой смеси поддерживают на определенном уровне

Недостатком этих способов разработки залежей нефти с закачкой водогазовой смеси является то обстоятельство, что они направлены на определение оптимального соотношения «газ — вода» в водогазовой смеси для получения максимального прироста коэффициента нефтеотдачи и не регламентируют проведение самого технологического процесса разработки залежи нефти водогазовым воздействием. Например, не указан необходимый (оптимальный) суммарный объем закачки водогазовой смеси в пласты в долях объема пор и в долях геологических запасов нефти залежи, не установлены предельные газовые факторы, при которых скважины отключаются из эксплуатации.

Также близким к предлагаемому является способ вытеснения пеной, в котором вначале нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки в количестве 2 - 8 % объема порового пространства пласта, а затем периодически нагнетают, одновременно или поочередно, в количестве 10-50 % объема порового пространства неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены в пласте, или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора на поверхности. При этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, упомянутый водный раствор пенообразующего состава представляет собой систему со сверхнизким межфазным натяжением, и величина межфазного натяжения между пенообразующим составом и вытесненной пластовой нефтью может достигать по порядку величины 10~3 мН/м [84. Затем нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, в количестве 10-45 % объема порового пространства пласта. Надо отметить, многочисленные исследования и опытные работы по созданию и применению пенных систем способствовали их широкому применению по различным целям и задачам их использования [39, 103,114, 116].

Недостатком данного способа является то обстоятельство, что период полураспада созданной пены максимально составляет 18,5 минут, то есть примерно через 40 минут пенная система распадается и прекращается её действие как потокоотклоняющего агента. В связи с чем эффект от закачки пены будет наблюдаться только в призабойных зонах скважин и отсутствовать в межскважинном пространстве, в котором сосредоточены основные запасы нефти. В соответствии с результатами численных исследований (разделы 3.3 и 3.4) решаемая по предлагаемой технологии задача и ожидаемый технологический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяной залежи, по которому повышение коэффициента нефтеизвлечения обеспечивается за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока между нагнетательными и добывающими скважинами и снижение обводненности добываемой нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки залежи, включающем последовательную закачку оторочек водогазовой смеси оптимального состава, определяемого по результатам лабораторных исследований [99,100,101] при получении максимального коэффициента вытеснения нефти, в циклическом режиме через нагнетательные скважины и периодический отбор жидкости через добывающие скважины, в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин, а закачку водогазовой смеси производят в три этапа, причем на первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом равным 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых, после чего в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5 — 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе, затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50 - 60 % начальных геологических запасов нефти залежи, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси. Причем, в качестве газовой фазы в водогазовой смеси используют попутный (факельный), природный газ или их смесь, а для нагнетательных скважин с низкой приемистостью из второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды, газа и поверхностно-активного вещества исключают газовую фазу, а содержание газа в водогазовой смеси в первой оторочке увеличивают в два раза. Для численных вычислений в соответствии с рисунком 3.12 при расчете объема газовой смеси от вязкости использовали эмпирические формулы (3.15а) для Алексеевского месторождения. Созданию данной технологии явились многочисленные исследования автора по этой проблеме, результаты которых представлены в [12,13,14," 15,16,17].

Физическая сущность технологии состоит в сочетании четырех процессов, происходящих в пластах [12].

Первый из них, как и в прототипе [80], заключается в закачке в пласты на первом этапе осуществления способа водогазовой смеси оптимального состава с целью достижения максимального коэффициента вытеснения нефти.

Второй процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан с повышением коэффициента охвата заводнением чередующимися оторочками водогазовой смеси без поверхностно-активного вещества и с поверхностно-активным веществом (пенная система). Пенная система в большем объеме будет поступать в высокопроницаемые пласты и высокопроводимые зоны коллектора в призабойной зоне нагнетательных скважин, снижая в них скорость фильтрации жидкости в большей степени, чем в низкопроницаемых зонах, отклоняя фильтрационный поток в сторону застойных зон и тем самым увеличивать коэффициент охвата заводнением. Надо отметить о том, что применение технологий с созданием пенных систем в России и за рубежом достаточно широко развито, что подтверждает эффективность их использования [3,39,84,103,116,121].

Третий процесс, реализуемый также на втором этапе осуществления способа, связан с созданием упругого режима работы пластов путем периодической остановки нагнетательных скважин. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь и/или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, вытесняя из них нефть.

Четвёртый процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан также с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением за счет периодической эксплуатации добывающих скважин с повышенным газовым фактором. При этом водогазовая смесь и /или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.

В результате реализации предлагаемого способа будет получен синергетический эффект повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и увеличения коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением за счет упругого режима работы пластов.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1) Для выбранных эксплуатационных объектов залежи или участка залежи, на которых планируется внедрение данного способа разработки, проводят лабораторные исследования при соответствующих термобарических условиях на естественных кернах и определяют оптимальный состав (или соотношение газ - вода) водогазовой смеси, при котором достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти, а также необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в долях объема пор или в долях объема нефти в пористой среде с последующим заводнением.

2) Закачку водогазовой смеси оптимального состава производят в три этапа. На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют в течение времени до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных с ними добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, то есть закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины прекращают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления на уровне пластовых в нагнетательных скважинах завершается первый этап закачки водогазовой смеси.

3) Во втором этапе осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. Причем в начале каждого цикла проводят замеры текущего газового фактора в добывающих скважинах и весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Затем добывающие скважины первой группы отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.

Каждый цикл последовательной закачки оторочек водогазовой смеси начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа (как в первом этапе), объемом равным 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе.

Затем нагнетательные скважины останавливают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления в нагнетательных скважинах на уровне пластовых начинают закачку второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе.

Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60 % от начальных геологических запасов нефти опытного участка или залежи нефти.

4) На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины.

3.4.2.0босноваш1е предлагаемой технологии путем численных исследований

Для примера осуществления способа рассматривалась залежь нефти (блок № 1) в турнейском ярусе Алексеевского нефтяного месторождения в виде отдельного блока. Выбор данного блока обусловлен, прежде всего, наличием скважин с разными дебитами по нефти, которые изменяются в пределах от 0,3 до 6,0 т/сут при изменении обводненности добываемой продукции от 3 до 70 %. Такое различие в дебитах и обводненности связано с зональной и послойной неоднородностями коллекторов залежи, а также с разной удаленностью скважин от водонефтяного контакта. Проницаемость коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин изменяется в пределах от 0,010 до 0,385 мкм2 в среднем составляя 0,056 мкм2. В тоже время, средняя проницаемость коллекторов, определенная по геофизическим исследованиям скважин, составляет 0,007 мкм2 (таблица3.2) при средней пористости 12 %. Такое различие в значениях проницаемости коллекторов, определенных различными методами, указывает на наличие развитой системы трещин. Поэтому внедрение предлагаемого способа разработки на данной залежи позволит частично заблокировать участки с высокой трещинной проницаемостью коллекторов и перенаправить вытесняющий агент к участкам с более низкой трещинной проницаемостью, увеличивая при этом коэффициенты охвата вытеснением (сетки скважин) и охвата заводнением. Причем, вытесняющий агент в виде водогазовой смеси, распадаясь в пласте на газ и воду, при упругом режиме работы пластов будет способствовать более

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Исследование и анализ состояния разработки Апексеевского месторождения и реологических свойств поверхностных проб нефтей в частности изменение вязкости от градиента сдвига и обводненности показали, что нефти и водонефтяные эмульсии Кизеловского горизонта Апексеевского месторождения при низких температурах и температурах пласта и высокой обводненности (40-70%) с уменьшением градиента скорости сдвига резко растут даже для безводной нефти, причем тем быстрее, чем ниже температура и повышенная обводненность, что указывает на неньютоновские свойства пластовых нефтей, кторые являются основным показателем низкой вырабатываемости извлекаемых запасов нефти.

3. Усовершенствованы технологии вытеснения нефти из карбонатных нефтенасьпценных коллекторов путем последовательного создания нестационарного упругого режима вытеснения закачкой оторочек газированной нефти с регулируемой вязкостью и пенных систем оторочками водогазовой смесью, разделенных нагнетаемой буферной жидкостью, что позволит увеличить темпы отбора нефти, снизить срок разработки залежи нефти и увеличить коэффициент нефтеотдачи по первой технологии в сравнении с аналогом на 10,8 %, по второй - на 12,1 %.

5. В результате технико-экономического анализа и расчета эффективности усовершенствованной технологии комплексного водогазового воздействия с предварительной закачкой оторочки загустителя и ВГС с созданной установкой для нагнетания рабочих агентов в пласт по сравнению с базовой технологией прирост добычи нефти за весь срок разработки составит 84,8 тыс.т, увеличение коэффициента нефтеизвлечения с 0,175 до 0,242 доли ед. и получить прирост NPV на 17 млн.руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Зарипов, Мустафа Салихович, Уфа

1. Авторский надзор за осуществлением технологической схемы опытно-промышленной разработки участка на Илишевском месторождении по технологии ВГВ. Отчет по договору 1046. - БашНИПИнефть. - Уфа. - 2001. - 68 с.

2. Авторский надзор за разработкой Кадыровского участка Илишевского месторождения по технологии водогазового воздействия. — Отчет по договору 1056. БашНИПИнефть. - Уфа. - 2002. - 49 с.

3. Амиян А.В. Выбор пены для интенсификации добычи нефти и газа // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-1976.-№6.-С.36-39.

4. Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л.В. и др. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М.: Недра, 1987. - 229 с.

5. Ахметов А., Телин А.Г., Глухов В. и др. Физическое моделирование и методы визуализации при разработке основ нетрадиционных технологий на базе инвертных дисперсий // НТЖ Технологии ТЭК. 2004. - № 1. - С. 33-36.

6. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ.-1995.- № 8-10. -С.54-59.

7. Васильев B.K., Быкова Т.И., Маркин А.А. Устойчивость пены под давлением

8. Ф //НТЖ «Нефтепромысловое дело». 1976.- №5- С.27-28.

9. И. Вафин Р.В. Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт. -Дисс.канд.техн.наук.-Уфа,-2004.-162 с.

10. Вафин Р.В., Зарипов М.С Исследование процессов заводнения неоднородныхколлекторов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004- №4. -С.28-33.

11. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С. 32-38.

12. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Заводнение нефтяных пластов с высокопроницаемыми включениями. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004- №4. С.34-37.

13. Вашуркин А.И., Ложкин Г.В., Радюкин А.Е. Экспериментальные исследования водогазового воздействия на пласт БСю Федоровского месторождения // Тр. СибНИИНП.- 1978.- Вып.-12.- С. 143-150.

14. Влияние поверхностно-активного натяжения на кинематические характеристики движения газожидкостных смесей / Андриасов Р.С., Сахаров В.А. // Тр. МИН-ХиГП. Вып.55. М.: Недра.-1965.

15. Влияние типа пластовых вод и давления на устойчивость пенообразующих ПАВ/ Мамбетова Л.М.,Муталимзаде Н.Ф.// Тр./ Башнипинефть.-2000.-Вып.103.-С. 255258.

16. Герсеванов Н.М. Теория движения смеси воздуха и воды в применении к эрлифту. Изв. АН СССР, 1942. - №10.

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

18. 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.

19. Зарипов М.С. Методика проведения промысловых исследований потерь давления в системе транспорта газожидкостных смесей на Алексеевском месторождении. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2006 -№3. С.32-35.

20. Карамышев В.Г. Исследование закономерностей совместного транспорта нефти и газа по трубопроводам/ Диссер. на соиск. ученой степ. докт. техн. наук / ГУПф «ИПТЭР».-Уфа.-2002.-275 с.

21. Корнилов Г.Г. Влияние рельефа местности на расход энергии при движении Ф газожидкостных смесей по трубопроводам. // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 8.1. С. 55-59.

22. Корнилов Г.Г., Галлямов М.Н., Карамышев В.Г., Канашин В.П. Движение газожидкостных смесей в трубопроводах. Уфа: изд-во Уфимск. гос. авиац. техн. ун-та, 1999.-412 с.

23. Корнилов Г.Г., Иошпе М.Н. Влияние пенообразования на расход энергии в системах однотрубного сбора нефти и газа // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 10. -С. 47-49.

24. Коршак А.А. Специальные методы перекачки. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2001.-208 с.

25. Крючков В.И. Применение водогазовых систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугульма, 2002.- 19 с.

26. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976.-296 с.

27. Лискевич Е.И., Островский Ю.М. Вытеснение нефти газоводяными смесями // Тр. Укргипрониинефть.- 1973.- Вып. 11-12.- С.233-240.

28. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. - 270 с.

29. Маслов И.И., Мартиросова В.А. Влияние пластовых вод на пенообразующие свойства ПАВ . НТЖ «Нефтепромысловое дело». -1973.-№11.-С.27-29.

30. Миркин А.З., Усинып В.В. Трубопроводные системы. Справочник. М.: Химия, 1991.-256 с.

31. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей• в скважинах. М.: Недра, 1972- 208 с.

32. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Вафин Р.В, Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Ф Алексеев Д.Л., Буторин О.И. Проект реализации водогазового воздействия на

33. Алексеевском месторождении НТЖ « Нефтепромысловое дело».-2004.-№6.С-23-31.

34. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань. Изд-во Казанского университета.-1975.-210 с.

35. Патент № 11314 Al, Е 21 В 43/20. Способ нагнетания воды и газа. Заявл. 18.08.99. Опубл. 2001.-БИ№ 5.

36. Патент РСТ № 9523909, Е 21 В 43/20. Способ эксплуатации нефтеносного пласта /Дыбленко В.П., Марчуков Е.Ю., Туфанов И.А. и др. Заявл. 18.05.94. Опубл. 1996.- БИ №15.- С. 17.

37. Патент РФ № 2145031, F 17 Dl/02, F 04 F 5/54. Способ перекачки газа по действующему трубопроводу и устройство для его осуществления / Елисеев В.Н.,

38. ЮдинИ.С.-Заявл. 17.12.1998.-Опубл. 27.01.2000.-БИ №3.-С. 368.

39. Патент РФ № 2145677, F 04 В 23/06. Устройство для нагнетания газожидкостной смеси/ Мартынов В.Н., Максутов Р.А.,Пешков Л.П. Заявл. 30.03.1998. - Опубл. 20.02.2000.-БИ №5.-С.

40. Патент РФ № 2149280, F 04 В 23/00. Способ получения газожидкостной смеси и устройство для его осуществления / Мартынов В.Н., Вяхирев В.И., Лопатин Ю.С. и др. Заявл. 01.09.1998. - Опубл. 20.05.2000. - БИ № 14. - С. 366.

41. Патент РФ № 2151911, F 04 В 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Мартынов В.Н., Пешков Л.П., Лопатин Ю.С. Заявл. 26.12.1997. - Опубл. 27.06.2000. - БИ № 18.-С. 391.

42. Патент РФ № 2151912, F 04 В 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Мартынов В.Н., Пешков Л.П., Лопатин Ю.С. Заявл. 09.02.1998. - Опубл. 27.06.2000. - БИ № 18. - С. 392.

43. Патент РФ № 2151913, F 04 В 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Мартынов В.Н., Максутов Р.А. Заявл. 04.02.1998. - Опубл. 27.06.2000. -БИ №18.-С.392-393.

44. В.Н., Юдин И.С., Сазонов Ю.А. Заявл. 25.09.1998. - Опубл. 20.08.2000. - БИ № 9 23.-С. 355.

45. Патент РФ № 2155276, F 04 В 19/06, 23/06. Способ перекачки газожидкостных смесей и поршневой насос / Елисеев В.Н., Сазонов Ю.А., Юдин И.С., Петров A.M. Заявл. 08.12.1998. - Опубл. 27.08.2000. - БИ № 24. - С. 304.

46. Патент РФ № 2156886, F 04 В 19/06, 23/10. Устройство для нагнетания газожидкостной смеси (варианты) / Габдуллин Р.Ф., Саматов М.И., Валеев М.Д. — Заявл. 20.03.2000. Опубл. 27.09.2000. - БИ № 27. - С. 297.

47. Патент РФ № 2156893, F 04 F 5/ 54 .Способ регулирования работы насосно-эжекторной системы / Дроздов А.Н., Демьянова JI.A. 3аявл.25.03.1999. - Опубл. 27.09.2000. - БИ № 27. - С. 299.

48. Патент РФ № 2157449, Е 21 В 43/00. Способ бустерлифтной эксплуатации скважин / Поляков Д.Б., Шаймарданов Р.Ф., Аминев М.Х. Заявл. 10.04.1997. -Опубл. 10.10.2000. - БИ № 28. - С. 275.

49. Патент РФ № 2158379, F 04 В 19/06. Устройство для нагнетания газожидкостнойсмеси / Мартынов В.Н., Друцкий В.Г. Заявл. 22.03.2000. - Опубл. 27.10.2000. -БИ №30. -С. 225.

50. Патент РФ № 215855, Е 21 В 21/06. Устройство для приготовления аэрированного вязкоупругого состава и нагнетания его в скважину / Мамедов Б.А., Зазирный Д.В., Карлов Р.Г. Заявл. 30.11.1999. - Опубл. 10.09.2000. - БИ № 25. - С. 339-340.

51. Патент РФ № 215861, Е 21 В 43/22. Аэрированный вязкоупругий состав / Мамедов Б.А., Зазирный Д.В. Заявл. 30.11.1999. - Опубл. 10.09.2000. - БИ № 25. -С. 341.

52. Патент РФ № 2159872, F 04 F 5/54. Насосно-компрессорная установка / Елисеев В.Н., Сазонов Ю.А., Юдин И.С. Заявл. 07.04.1999. - Опубл. 27.11.2000. - БИ № 33.-С. 224.

53. Патент РФ № 2160866, F 17 D 1/00. Установка для сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин / Князев М.А., Башлыков Ю.М., Дударев В.В. и др. -Заявл. 05.04.1999. Опубл. 20.12.2000. - БИ № 35. - С. 271.

54. Патент РФ № 2163984, F 04 F 5/54. Струйная насосно-компрессорная установка / Елисеев В.Н., Юдин И.С. Заявл. 09.08.1999. - Опубл. 10.03.2001. - БИ № 7. - С. 224.

55. Патент РФ № 2178832, F 04 В 19/06. Устройство для перекачки многофазных• жидкостей / Габдуллин Р.Ф., Саматов М.И., Мустафин Р.С. Заявл. 24.01.2001. -Опубл. 27.01.2002. - БИ № 3. - С. 284-285.

56. Патент РФ № 2190779, F 04 F 5/ 02 .Скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин и способ работы скважинной струйной установки / Хоминец З.Д., Косаняк И.Н. Заявл.09.07.2001. - Опубл. 10.10.2002. - БИ № 28. -С. 340.

57. Патент РФ № 2190780, F 04 F 5/ 02 .Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах / Хоминец З.Д., Стенин В.П., Вайгель А. А. Заявл.31.07.2001. - Опубл. 10.10.2002.-БИ №28.-С. 341.

58. Патент РФ № 2191293, F 04 В 19/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Гилязов Р.А. Заявл. 13.03.2001. - Опубл. 20.10.2002. - БИ № 29. - С. 363364.

59. Патент РФ № 2192565, F 04 F 5/ 54. Насосно-эжекторная установка / Цегельский В.Г.-Заявл.20.09.2001.- Опубл. 10.11.2002.-БИ №31.-С.485.

60. Патент РФ № 2197645, F 04 F 5/ 04. Жидкостно-газовый струйный аппарат / Цегельский В.Г., Акимов М.В. Заявл.25.06.2001. - Опубл. 27.01.2003. - БИ № 3. -С. 642.

61. Патент РФ № 2197648, F 04 F 5/54. Способ работы скважинной струйной установки при испытании скважин / Хоминец З.Д., Стенин В.П. Заявл. 13.12.2001. - Опубл. 27.01.2001. - БИ № 3. - С. 642.

62. Патент РФ № 2197649, F 15 В 1/00. Установка для подачи текучей среды под давлением / Белей И.В., Лопатин Ю.С., Луцкий И.И. и др. Заявл. 20.04.2001. -Опубл.27.01.2003.-БИ №3.-С.643.

63. Патент РФ № 2199681, F 04 F 5/54. Способ работы насосной эжекторной установки и насосная эжекторная установка для его реализации / Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Нуретдинов Я.К и др. Заявл. - Опубл. 27.02.2003. - БИ № 6.-С. 384.

64. Патент РФ № 2209350, F 04 F 5/14, В 01 F 3/ 04, В 05 В 7/04. Эжектор и способ его работы / Алферов М.Я., Косс А.В., Пензин Р.А. Заявл. 02.09.2002. - Опубл. 27.07.2003.-БИ №21.-С. 562.

65. Патент РФ № 2221132, Е 21 В 43/00. Устройство для формирования структуры газожидкостного потока в скважинах / Иванников В.И., Иванников И.В. Заявл. 15.12.2000.-Опубл. 10.01.2004.-БИ № 1.-С. 827.

66. Патент РФ № 2238426, F 04 В 35/02. Способ дожимания и перекачки неосушенного газа / Мартынов В.Н. Заявл. 13.11.2003. - Опубл. 20.10.2004. - БИ

67. Патент РФ № 2239122, F 17 D 1/00. Насосная станция для перекачки многокомпонентной газосодержащей смеси / Валюхов С.Г., Веселов В.Н., Скуфинский А.И. и др. Заявл. 10.04.2002. - Опубл. 27.10.2004. - БИ № 30. - С. 408.

68. Патент РФ № 2239749, F 17 D 1/14. Способ транспортирования газоводонефтяной смеси / Юсупов О.М., Гизбрехт Д.Ю., Сафонов Е.Н., Волочков Н.С., Рыгалов В.А., Густов Б.М., Габдуллин Р.Ф. и др. Заявл. 23.06.2003. - Опубл. 10.11.2004. - БИ №31.-С.412.

69. Патент РФ 1195717, кл. 5 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Лысенко В.Д., Муслимов Р.Х., Соловьева В.Н. Опубл. 30.04.94, БИ №8.

70. Патент РФ 2055168, кл.6 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Салямов 3.3., Шарифуллина Р.З., Сулейманов А.Г., Савельев Ю.С., Капырин Ю.В., Полищук A.M., Суркова Е.М. Опубл. 1996.02.27.

71. Патент РФ 2123586, кл.6 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М., Курбанов Р.А., Матвеев К.Л. 0публ.20.12.98, БИ № 35.

72. Патент РФ 2135751, кл. 6 Е 21 В 43/20,43/22. Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором. Пияков Г.Н., Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Асмоловский B.C., Сайфутдинов Ф.Х. Опубл. 27.08.99.- БИ №4.

73. Патент РФ 2168617, кл. 7 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Хисаева Д.А., Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Гарифуллин Ф.С., Якименко Г.Х., Гафуров О.Г., Ширгазин Р.Г. Опубл. 10.06.2001.- БИПМ № 16.

74. Патент РФ 2190091, кл.7 Е 21 В 43/22. Способ вытеснения пеной. ВАНГ Демин (CN). Опубл. 2002.09.27.

75. Патент РФ № 2055168, Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения / Салямов 3.3., Шарифуллина Р.З., Сулейманов А.Г. и др. Заявл. 25.01.93. -0публ.27.02.1996. БИ. -№ 6. - С.188.

76. Патент РФ № 2088752, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения /Крючков В.И., Губеева Г.И. Заявл. 11.03.92. - Опубл. 27.08.1997. - БИ. - № 24.

77. Патент РФ № 2088752, Е21В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения / Крючков В.И., Губеева Г.И.- Заявл. 11.03.92.-Опубл.27.08.1997.-БИ.-№24.

78. Патент РФ № 2117753, Е21В 43/20. Способ разработки нефтяных месторождений / Ф Стрижов И.Н., Степанова Г.С., Мищенко И.Т. и др. Заявл. 19.12.96.

79. Опубл.20.08.1998.-БИ.-№23.

80. Патент РФ № 2142045, Е21В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Лысенко В.Д., Грайфер В.И.- Заявл.22.04.98.-0публ.27.11.1999.-БИ.-№33.

81. Патент РФ № 2170814, Е21 В 43/20. Способ вытеснения нефти из пласта. / Романов Г.В., Хисамов Р.С., Муслимов Р.Х. и др. Заявл. 15.10.99 -0публ.20.07.2001.- БИПМ. № 20. - С.306.

82. Патент РФ № 2181158, Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяных месторождений / Западинский А.Л. Заявл. 07.09.2000. - Опубл. 10.04.2002. - БИ. - № 10.

83. Патент РФ № 2181159, Е 21 В 43/16. Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты) / Западинский А.Л. Заявл. 15.03.2001 - Опубл. 10.04.2002.-БИ.-№ 10.

84. Патент РФ № 2190757, Е 21 В 43/00. Способ добычи нефти. / Борковский А.А.,

85. Верес С.П. Заявл. 05.02.2001 Опубл. 10.10.2002. - БИ. № 28.

86. Патент РФ № 2190760, Е21 В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт /Дроздов А.Н., Фаткуллин А.А. Заявл. 25.01.2001 Опубл. 10.10.2002. - БИПМ. № 28.-С.335.

87. Патент РФ № 2215931, F 17 D 1/14. Способ сбора продукции скважин нефтяных месторождений с помощью многофазных насосов / Рыгалов В.А., Густов Б.М., Габдуллин Р.Ф. и др. Заявл.22.08.2002. - Опубл. 10.11.2003. - БИ № 31. - С. 551 -552.

88. Патент РФ № 2224877, Е 21 В 43/00. Способ и устройство для добычи пластовой жидкости из скважин / Зимин А.А. Заявл. 15.11.2001. - Опубл. 27.02.2004. - БИ №6.-С. 762-763.

89. Патент РФ № 714044 . Способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом и устройство для его осуществления / И.В. Белей, Ю.С. Лопатин, С.П. Олейник. Заявл. 14.07.76. - Опубл. 05.02.80. - Бюл. № 5.

90. Патент США № 5421408 А, Е 21 В 43/16. Одновременное закачивание в пласт воды и газа. Заявл. 14.04.94. Опубл. 1996. - БИ №11. - С.13.

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

92. Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 138144.

93. Репин Н.Н., Бабалян Г.А. К вопросу действия поверхностно-активных веществ на процесс лифтирования.// Нефть и газ, 1961. №8.

94. Рольфинг Г., Ибатуллин К.Р., Дорохин А.А., Кейлин Г.Н., Заровная Л.П. Многофазные насосные установки на базе двухвинтовых насосов фирмы «Bornemann Pumps» / Нефтегазовые технологии. 2001.- № 5-6 - С.8-13.

95. Рязанцев В.М. Характеристики винтовых насосов с винтами различного профиля / Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998. - № 2. - С. 22-25.

96. Рязанцев В.М., Лихман В.В., Яхонтов В.А. Двухвинтовой насос для перекачивания многофазной жидкости нефть-вода-газ / Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. - № 7. - С. 29-31.

97. Свид. РФ на полезную модель № 13914, F 04 В 35/00. Самоходная бустерная насосно-компрессорная установка/ Мартынов В.Н., Кулько С.М., Друцкий В.Г. Заявл. 11.02.2000. - Опубл. 10.06.2000. - БИ № 16. - С. 506.

98. Свид. РФ на полезную модель № 15370, F 04 F 5/00. Многофазный насос / Елисеев В.Н., Сазонов Ю.А., Заякин В.И. Заявл. 07.04.2000. - Опубл. 10.10.2000. -БИ № 28. - С. 373.

99. Свид. РФ на полезную модель № 18088, F 01 С 1/00, F 04 С 2/00, F 04 D 13/00. Мультифазная установка (варианты) / Залыгин Ю.Р. Заявл. 09.02.2001. -Опубл. 20.05.2001.-БИ № 14.-С. 532.

100. Свид. РФ на полезную модель № 22204, F 04 В 19/06, 23/10. Дожимающий насос-компрессор / Мартынов В.Н. Заявл. 28.09.2001. - Опубл. 10.03.2002. - БИ №7.-С. 332.

101. Свид. РФ на полезную модель № 23182, F 04 D 9/04. Центробежный насос / Махянов Х.М., Солодченков В.Ф., Калыгин Е.Н. Заявл. 01.11.2001. - Опубл. 27.05.2002. - БИ № 15. - С. 329.

102. Свид. РФ на полезную модель № 36708, F 04 В 19/06,23/10. Универсальная установка для водогазового воздействия на пласт / Мартынов В.Н., Грайфер В.И., Волков В.М. и др. Заявл. 11.10.2002. - Опубл. 20.03.2003. - БИ № 8. - С. 1043.

103. Свойства пенообразующих ПАВ, применяемых для интенсификации добычи газа / Муталимзаде Н.Ф., Голубев М.В.// Тр./ Башнипинефть.-2000.-Вып.103.-С.262-264.

104. Справочник по нефтепромысловому оборудованию / Под ред. Е.И. Бухаленко. М.: Недра. - 1990. - 510 с.

105. Сыркин A.M. Дисперсные системы в нефтепромысловом деле. — Уфа: изд-во Уфим. нефт. инс-та, 1990. 92 с.

106. Тронов А.В., Галимов Р.Х., Андреев В.В. Опыт использования и перспективы применения отечественного мультифазного насоса типа A3 2ВВ / Нефтепромысловое дело. 2000. - № 8-9. - с. 22-26.

107. Трофимов А.С. Разработка, усовершенствование и испытание технологий водогазового воздействия в условиях ограниченной смесимости на полимиктовых коллекторах месторождений Западной Сибири. Дисс. канд. техн. наук. М.: 1991.-106 с.

108. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З и др. Разработка нефтяных месторождений.(в 4-х томах). М.: ВНИИОЭНГ.-1994.- Том I. -240 е., Том И- 272 е., Том III-149 е., Том IV- 263 с.

109. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в позднейстадии. Том I. Геология и разработка залежи в поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ.-2004.-252 с.

110. Шагапов В.Ш., Сыртланов В.Р., Сыртланова B.C. К вопросу о расчете течений многофазных смесей в газожидкостных эжекторах / Нефть и газ. — 2003. -№ 2. С. 25-32.

111. Gratis Moritis. EOR continues to unlock oil resources (EOR survey). Oil & Gas Journal. - 2004. - Apr. 12. - P. 45-65.1. ПРОТОКОЛо проведении приемо-сдаточных промышленных испытаний СИН-50.06.01.00.000 ПМ 11. Г. Бавлы16 ноября 2005 г.

112. Насосно-бустерный .комплекс СИН-50.06.01 смонтирован в соответствии с техдокументацией, разработанной ООО «Юговостокнефтепроект».

113. Обслуживающий персонал прошел обучение в УКК НГДУ «Бавлынефть» преподавателями ООО «Синергия-Н».3. 27.09.2005 г. специалистами ООО «Синергия-Н» проведены пуско-наладочные работы, о чем составлен акт.

114. Промышленные испытания проведены по запланированным «Программой и методикой испытаний» режимам с заполнением карты режима обкатки (табл. 3).

115. Осложнений при испытаниях и замечаний к работе установки не имеется.

116. Комиссия считает, что насосно-бустерный комплекс соответствует своим техническим характеристикам и пригодна к промышленной эксплуатации.1. Подписи:

117. ОТ Лениногорского горно-технического отдела

118. Управления Ростехнадзора по РТ1. Ведущий инженер

119. ОТ ООО «Синергия-Н» Ведущий конструктор1. Государственный инспектор1. В.П. Кузнецов1. С.А. Бродов

120. От ЗАО «Алойл» Главный инженер

121. Зам. ген.директора по кап. строительству1. Главный технолог1. Главный механик

122. Главный энергетик Ведущий инженер ОКС Начальник нефтепромысла № 11. Инженер по автоматизации1. А^ Р.Д. ГильмановЯ

Информация о работе

Зарипов, Мустафа Салихович
кандидата технических наук
Уфа, 2006
ВАК 25.00.17

Диссертация

Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы