Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ и обобщение накопленного опытасооружения и эксплуатации подземныххранилищ газа в нефтегазоконденсатныхместорождениях .
1.1. Особенности создания подземных хранилищ газа в газоконденсатных месторождениях .
1.2. Оценка остаточных запасов конденсата в истощенномнефтегазоконденсатном месторождении, рассматриваемом для создания ПХГ
1.3. Фазовые превращения в ПХГ в истощенных НГКМ
1.4. Особенности создания подземного хранилища газа в истощенныхзалежах
1.5. Технологический режим работы подземного хранилища газа
Выводы по главе 1 .
2. Математическое моделированиеавтоматизированных систем управленияпроцессами накопления углеводородных смесей в пхг с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков .
2.1. Создание комплексной системы управления ПХГ
2.2. Трехуровневая система интеллектуализации ПХГ
2.3. Методы регулирования устойчивого функционирования ПХГ
2.4. Математическая модель изменения объемов накопленияуглеводородных смесей в ПХГ с запаздыванием и без запаздывания управляющих воздействий .
Выводы по главе 2 .
3. Теоретические и экспериментальные исследования по выявлению особенностей перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения газа
3.1. Сайклинг-процесс как способ перевода нефтегазоконденсатногоместорождения в объект подземного хранения газа .
3.2. Смешивающийся режим отбора углеводородов из НГКМ .
3.3 Ретроградные явления, происходящие в ПХГ при колебании давления
3.4. Физические процессы, происходящие в пласте-коллекторе при циклической эксплуатации ПХГ
3.5. Исследование влияния времени хранения газа на вытеснениеостаточных углеводородов .
3.6. Подготовка углеводородного газа в центральном пункте сбора
Выводы по главе 3
4. Создание подземного хранилища газа в истощенном газоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ
4.1. Характеристика объекта хранения .
4.1.1. Физико-химические свойства флюидов .
4.1.2. Оценка остаточных запасов .
4.2. Обоснование возможности создания ПХГ в районе месторождения Ярейю
4.2.1. Обоснование герметичности кровли
4.2.2. Максимально допустимое давление в ПХГ
4.2.3. Минимальное необходимое давление закачки
4.2.4. Математическое моделирование отбора флюидов в смешивающемся режиме
4.2.5. Физическое моделирование вытеснения флюидов в смешивающемся режиме .
4.2.6. Исследование влияния времени хранения газа на характеристики хранимого флюида
4.2.7. Исследование влияния неоднородности грунта на характеристики хранимого флюида
4.2.8. Моделирование условий кристаллизации гидратов в скважинах Ярейюского ПХГ
4.2.9. Меры по предотвращению кристаллизации гидратов в трубопроводах от Ярейюского ПХГ до потребителя газа .
4.2.10. Требования и рекомендации по системе сбора, промысловой подготовке и внутрипромысловому транспорту газа и конденсата .
4.2.11. Аминовая очистка попутного нефтяного газа с получением и хранением серы
4.2.12. Потребление газа на собственные нужды Ярейюского ПХГ .
4.3. Математическое моделирование накопления углеводородного газа в Ярейюском ПХГ .
4.4. Интеллектуализация Ярейюского ПХГ
Выводы по главе 4
Основные выводы и рекомендации .
Список сокращений и условных обозначений .
Библиографический список использованной литературы
- Оценка остаточных запасов конденсата в истощенномнефтегазоконденсатном месторождении, рассматриваемом для создания ПХГ
- Трехуровневая система интеллектуализации ПХГ
- Смешивающийся режим отбора углеводородов из НГКМ
- Физико-химические свойства флюидов
Введение к работе
Актуальность работы
В связи с ужесточением экологических и экономических требований к освоению нефтегазовых объектов подземные хранилища газа (ПХГ) теперь используют не только для снижения пиковых нагрузок в Единой системе газоснабжения, но также и для сбора и хранения ранее сжигаемого попутного нефтяного газа (ПНГ). Степень использования попутного газа в нефтегазодобывающих компаниях, работающих на территории России, находится на уровне 75 %. В отдаленных регионах Западной, Восточной Сибири и Крайнего Севера использование попутного газа значительно осложнено в связи с отсутствием газотранспортной системы для поставок газа внешним потребителям. Создание ПХГ в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) осложнено необходимостью дополнительного исследования и использования адресной технологии повышения коэффициента извлечения конденсата в зависимости от геологических условий залежи, коллекторских свойств пласта, физико-химических свойств остаточного конденсата.
В истощенном НГКМ, на котором совместно с циклической эксплуатацией подземного хранилища ведется также отбор остаточного конденсата, наиболее эффективным способом освоения представляется смешивающееся вытеснение конденсата углеводородным газом. В настоящее время в районе Крайнего Севера разрабатывается Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение. Недалеко от этого месторождения ведется освоение нескольких газонефтяных месторождений, где вопрос утилизации невостребованных объемов попутного нефтяного газа не решен. Это предопределяет актуальность исследования и научного обоснования создания ПХГ на базе истощенного газоконденсатного месторождения на примере Ярейюского НГКМ.
Цель работы - повышение эффективности создания подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении путем разработки методов управления процессами хранения газа.
Основные задачи работы:
-
Анализ и обобщение опыта сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтегазоконденсатных месторождениях;
-
Математическое моделирование автоматизированной системы управления процессами накопления углеводородных смесей в ПХГ с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков;
-
Экспериментальные исследования перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения углеводородного газа;
-
Обоснование создания подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путем компьютерного моделирования автоматизированной системы управления процессами в ПХГ, путем теоретических и экспериментальных исследований в лабораторных условиях с использованием комплекса компьютеризированного экспериментального оборудования для визуального наблюдения за фазовыми превращениями в ПХГ. Использовались поверенные приборы и устройства, соответствующие последним достижениям науки и техники.
Научная новизна результатов работы:
-
Разработана математическая модель автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков;
-
Выявлены особенности перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в ПХГ, влияющие на эффективность его создания;
-
Разработан метод подготовки ПХГ в истощенном НГКМ путем обеспечения многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно с дополнительным отбором капиллярно-удержанного конденсата при рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ;
-
Предложено с целью повышения эффективности обезвоживания скважинной продукции в центральном пункте сбора использовать электромагнитное излучение в определенном диапазоне частот.
На защиту выносятся:
компьютерное моделирование автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ;
результаты аналитических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ, влияющих на эффективность его создания;
обоснование и рекомендации по созданию ПХГ в истощенном НГКМ на примере конкретного месторождения.
Практическая ценность и реализация результатов работы
Математическая модель автоматизированной системы управления процессами накопления углеводородных смесей в ПХГ позволит выровнять поток потребления, оптимизировать пластовые потери, повысить экологическую и промышленную безопасность и общую устойчивость функционирования подземного газохранилища.
Выявленные особенности перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в ПХГ, в том числе учет остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в пласте, позволяют производить расчет условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях.
Разработанный метод подготовки ПХГ в истощенном НГКМ путем обеспечения многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно при рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ позволяет осуществить дополнительный отбор капиллярно-удержанного конденсата.
Использование малогабаритной установки воздействия электромагнитным излучением в центральном пункте сбора позволит улучшить эффективность обезвоживания скважинной продукции.
Исследования проводились в рамках реализации Государственного контракта № 14.740.11.0429 по Федеральной целевой программе Министерства образования и науки РФ на 2009 – 2013 годы.
Разработанная автором математическая модель автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ используется в исследовательской практике ГУП «ИПТЭР», внедрена в учебный процесс Кафедры безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды ФГБОУ ВПО «Башкирский государственный университет».
Автором обоснована возможность создания подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ.
Оценка достоверности результатов обеспечивалась путем применения современных методов физического и математического моделирования и статистических методов обработки данных. Достоверность результатов исследований достигается использованием поверенных средств измерений и подтверждается сходимостью результатов аналитических расчетов, теоретических оценок и данных экспериментальных исследований с результатами исследований других ученых.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2008 – 2011 гг.); на VIII Международном конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа,
2009 г.); Всероссийских конференциях «Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике» (г. Уфа, 2009 – 2012 гг.); II, III International Student Scientific and Practical Conferences «Oil and Gas Horizons» (г. Москва, 2010 г., 2011 г.); международной научно-технической конференции «Современные проблемы холодильной техники и технологии» (г. Одесса, 2011 г.); VII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2011» (г. Уфа, 2011 г.); на Международных молодежных нефтегазовых форумах (г. Алматы, 2011 г., 2012 г.); XXXIV студенческой научной межвузовской конференции транспортного факультета Оренбургского государственного университета (г. Оренбург, 2012 г.); Всероссийских научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2009 – 2013 гг.); International Youth Conference «East Meets West» (г. Краков, 2012 г.); Международной молодежной конференции «Экологические проблемы нефтедобычи» (г. Уфа, 2012 г.); научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2010 – 2013 гг.).
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15 научных трудах, в том числе 4 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получены 1 патент и 2 положительных решения на выдачу патентов на изобретения.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 115 наименований. Работа изложена на 136 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка и 12 таблиц.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д-ру техн. наук, профессору Александрову А.А., д-ру физ.-мат. наук, профессору Гоцу С.С. за полезные советы и помощь в процессе работы над диссертацией.
Оценка остаточных запасов конденсата в истощенномнефтегазоконденсатном месторождении, рассматриваемом для создания ПХГ
Считается, что на большинстве нефтегазоконденсатных месторождений активными при разработке на истощение являются около 20 % запасов, которые обеспечивают 50…60 % общего объема отбора конденсата. Остаточные, или неизвлекаемые промышленно-освоенными методами разработки, запасы конденсата принято называть трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) [3].
Милосердова Л.В. дает следующее определение трудноизвлекаемых запасов конденсата. Это запасы газоконденсатных месторождений, характеризующиеся неблагоприятными для извлечения физическими свойствами конденсата или геологическими условиями его залегания. Для отбора трудноизвлекаемых запасов требуются повышенные затраты финансовых, материальных и трудовых ресурсов и, нередко, инновационные технологии [4]. При этом ценность конденсата для нефтегазовой промышленности не вызывает сомнений. По данным Ю.П. Коротаева и А.И. Ширковского, углеводородный конденсат представляет собой смесь бензиновых, лигроиновых, керосиновых и, реже, более тяжелых фракций углеводородного сырья, находящуюся в пласте с сухим газом и сжиженную под высоким давлением пропан-бутановой составляющей [5].
В широком смысле ТрИЗ - это гораздо более «дорогие» ресурсы углеводородов по сравнению с традиционными. Поэтому часто при отнесении к тем или иным группам сырья рассматриваются не только сугубо геологические и геолого-технические причины, но и, например, географо-экономические, социальные, конъюнктурные, стратегические и пр. [6]. В литературе [6] принято делить ТрИЗ на три основные группы согласно схеме, приведенной на рисунке 1.1. Ошибка! Источник ссылки не найден. Рисунок 1.1 – Классификация трудноизвлекаемых запасов По данным экспертных оценок остаточные запасы конденсата (100 %) по видам количественно распределены следующим образом (рисунок 1.2): 1) конденсат, оставшийся в слабопроницаемых пропластках и участках – 27 %; 2) конденсат в застойных зонах однородных пластов – 19 %; 3) конденсат оставшийся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами – 24 %; 4) капиллярно-удержанный и пленочный конденсат – 30 % [7]. Рисунок 1.2 – Круговая диаграмма распределения остаточных запасов конденсата в пласте по видам Согласно диаграмме не менее 24 % всех трудноизвлекаемых запасов конденсата приходится на конденсат, оставшийся в пласте в результате неэффективной разработки месторождения. Разработка газоконденсатного месторождения может осуществляться в режиме истощения пластовой энергии или с поддержанием пластового давления. На истощение газоконденсатные месторождения разрабатываются при небольшом содержании конденсата в газе, когда применение методов поддержания пластового давления по соображениям экономики не целесообразно. Такой режим разработки месторождения ведет к потере значительных объемов газового конденсата: коэффициент газоотдачи 75…90 %, коэффициент извлечения конденсата составляет при этом 30…50 %. Низкие значения коэффициента извлечения конденсата обусловлены выпадением конденсата в пласте в результате снижения пластового давления. Таким образом, эффективный способ увеличения коэффициента извлечения конденсата – поддержание пластового давления близким или выше давления начала конденсации. Тогда значение коэффициента извлечения конденсата будет стремиться к коэффициенту газоотдачи [8 - 10].
Одним из наиболее широко используемых методов повышения пластового давления является закачка воды в продуктивные пласты. Опыт разработки заводнением газовых месторождений с неоднородными по коллекторским свойствам пластами показывает невысокую степень газоотдачи (коэффициент извлечения газа от 50 % и менее). Это связано с тем, что при заводнении газоконденсатной залежи возможны значительные потери газа в пласте. По мнению Закирова С.Н., Индрупского И.М., Рощина И.В., Закирова Э.С., Аникеева Д.П., при заводнении теряется не просто газ, а газ вместе с конденсатом [10]. В сложившейся ситуации одним из наиболее правильных с точки зрения разработки и охраны недр методов освоения месторождения с трудноизвлекаемыми запасами является технология с рециркуляцией газа в газоконденсатной части залежи, описанная такими учеными, как А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев и др. По окончании извлечения основных и остаточных запасов конденсата возврат газа в пласт завершается, и залежь может использоваться как подземное хранилище газа [11].
Такой режим разработки, обеспечивающий отбор газа с дополнительной добычей конденсата (благодаря поддержанию пластового давления газовыми методами), получил название сайклинг-процесса (англ. cycling process) [12] и вкратце описан в трудах Р.И. Вяхирева, А.И. Гриценко, Р.М. Тер-Саркисова. Гуревич Г.P., Cоколов B.A., Шмыгля П.T. описывают сайклинг-процесс как метод разработки НГКМ с использованием газа для поддержания пластового давления путем его закачки обратно в продуктивный горизонт. При этом может быть использован газ, добываемый на данном месторождении или из других залежей. Такой метод разработки НГКМ предотвращает ретроградную конденсацию высококипящих углеводородов из пластового флюида (который иначе будет потерян в пласте) [8].
Данный метод не инновационный. Впервые применять его начали в период Второй мировой войны в связи с увеличением потребности в жидких, а не газовых углеводородах как в сырье для производства топливной жидкости для военной техники, а потребность в природном газе, напротив, несколько уменьшилась. Однако, по окончании войны в связи с ростом цен на жидкие углеводороды структура потребления углеводородов существенно изменилась, а, соответственно, отбор и хранение газа стали более актуальным вопросом. В сложившейся ситуации начали рассматриваться варианты сайклинг-процесса [12]. Между тем, в России в рамках базовой налоговой системы использовать сайклинг-процесс в газодобыче до 2012 года было крайне невыгодно, так как на одни и те же объемы газа налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) в этом случае начислялся бы многократно - всякий раз, как только закачанный в недра газ добывается повторно для очистки и обратной закачки. Очередные поправки в Налоговый кодекс устанавливают нулевую ставку НДПИ в отношении объемов природного газа, закачанного в пласт для поддержания пластового давления при отборе газового конденсата, если это предусмотрено техническим проектом разработки месторождения. Соответственно, применение сайклинг-процесса в рамках конкретных проектов разработки позволяет увеличить объемы извлеченного конденсата и оплатить НДПИ единожды, когда газ будет извлечен из недр окончательно [13].
Трехуровневая система интеллектуализации ПХГ
Информационный поток данных, поступающий с датчиков информации, обрабатывается автоматизированной системой, сравнивается с эталонной функцией, и на основе этого сравнения выполняется прямое регулирование по выходам или регулирование с обратной связью, осуществляющее корректирующие воздействия по входам системы. Затем от датчиков и приборов информация передается к измерительным преобразователям, обычно выполненным на основе программируемых логических контроллеров (ПЛК), где осуществляется обработка данных, реализуются алгоритмы автоматического управления и регулирования, а также осуществляется ретрансляция данных от приборов на уровень операторов и обратно на исполнительные механизмы.
Высокочастотные данные, принимаемые с первичных датчиков информации, могут содержать значительные наведенные помехи и собственные шумы. Также могут иметь место метрологические погрешности датчиков. Хотя основная часть измерительной информации с датчиков поддается обработке, отклонения в данных по диаметру штуцера, забойному давлению, устьевому давлению и устьевой температуре затрудняют их использование в моделирующих программах. В такой ситуации предлагается оснастить ПХГ системой контроля и сбора данных (supervisory control and data acquisition – SCADA). После очистки измерительной информации от помех, компрессии объема информации, канального кодирования и декодирования информационные данные пригодны для ввода в петрофизическое программное обеспечение.
Уровень II – отражает имеющуюся ситуацию, но нацелен на управляющие воздействия: анализ измерительной информации с датчиков, сравнение этой информации с ожидаемыми моделями поведения системы, управление моделями и определение направления воздействия. Уровень II ориентирован на диспетчеров и операторов, включает серверы с программным обеспечением обработки данных реального времени, операторские станции для предоставления процесса в виде мнемосхем и т.п., инжиниринговые станции для контроля и настройки системы. Данный уровень основан на взаимодействии человека с системой управления и технологическим процессом, средства автоматизации направлены на обеспечение человека достоверной информацией в удобной для него форме и получение команд для ретрансляции на нижестоящий уровень [77 - 79].
Надежное полнофункциональное обеспечение работы ПХГ возможно лишь при наличии вертикальной и горизонтальной интеграции процессов, обеспечивающей взаимозаменяемость компонентов системы управления. Для решения данной проблемы предлагается резервировать центральные серверы одиночными компьютерными станциями, устанавливаемыми непосредственно на удаленных площадках. В штатном режиме сбор, обработка и хранение информации осуществляются на центральном сервере, а в экстренных случаях доступ к тем же данным может быть получен на локальном компьютере для принятия оперативных мер.
Традиционное программное обеспечение для отбора газа и конденсата часто используется и для ПХГ с целью выявления эксплуатационных проблем, мониторинга отдельных скважин, оценки эффективности и описания пласта. На определенном этапе строится компьютерная модель ПХГ, нацеленная на прогнозирование поведения системы для превентивного изменения параметров оператором. К примеру, при положительной тенденции к превышению давления в пласте выше максимального или к понижению давления ниже давления ретроградной конденсации активируется сигнализация, оповещающая оператора о необходимости проведения корректирующих действий. Полученные результаты позволяют оператору либо произвести вмешательство, изменив параметры закачки и отбора, либо запустить полномасштабное численное моделирование, направленное на получение прогнозов состояния ПХГ и выработку на этой основе необходимых упреждающих воздействий управления технологическим оборудованием. Наблюдение, оптимизация, моделирование и контроль – вот ключевые компоненты для создания интеллектуального объекта ПХГ уровня II.
Уровень III – автоматизированный контроль ПХГ: оптимизация, автоматизация, упреждающее моделирование и эксплуатация. Упреждающее моделирование требует детального исследования особенностей использования порового пространства продуктивного пласта в качестве ПХГ, что позволит комплексно решать задачи, связанные с хранением природного газа и повышением эффективности отбора конденсата из залежи. Наряду с ожидаемыми преимуществами подобных ПХГ необходимо указать на ряд связанных с их созданием дополнительных технических проблем, среди которых главной проблемой являются устойчивое регулирование основных процессов отбора и хранения газа и создание интеллектуального ПХГ уровня III.
Регулирование по потенциалу накопления обеспечит поддержание в заданных пределах изменения давления газа. В случае, если давление будет выше расчетного максимального давления герметичности пласта, то возможно образование грифонов газа. Регулирование по потоку потребления/накопления обеспечивает достижение высокой устойчивости и стабильности регулирования путем установки характеристик потребления/накопления в необходимых пределах. Регулирование по обратной связи возможно в двух режимах: - в режиме информационной обратной связи; - в режиме вещественной (потоковой) обратной связи. В режиме информационной обратной связи информация с первичных датчиков о потенциале накопления используется для регулирования оборудования, установленного на входе в ПХГ. В режиме вещественной (потоковой) обратной связи обеспечивается рециркуляция газовой фазы и тем самым поддерживается функционирование всей системы. Регулирование по выходу позволит не только превентивно смоделировать возникающие в системе осложнения, но и применить полное или частичное перекрытие потока и перепуск газа на факел для аварийного сброса. Соответственно, от качества регулирования напрямую зависит количество газа, сжигаемого на факеле. Существенным недостатком регулирования по обратной связи по входу являются запаздывание управляющего воздействия во времени и возникновение нежелательных отклонений в различных звеньях регулируемой системы, что приводит к нарушению устойчивости регулирования. Запаздывание в системах с обратной связью рассматривают как многокомпонентное: 1 компонента - информационно-измерительная, связанная с временем измерения и обработки информации; 2 компонента – транспортная задержка, связанная с вещественным потоком; 3 компонента связана с физико-химическими процессами, происходящими в НГКМ, которые обычно не принимались во внимание и рассматривались как некоторая внешняя помеха или погрешность метода [80]. С учетом задержек во времени и наличия нежелательных отклонений для обеспечения требуемой устойчивости управления предпочтительнее использовать регулирование по выходу, а регулирование по входу рассматривать как вспомогательное для обеспечения заданной точности и для предотвращения аварийных ситуаций [80 - 82]. Использование комплексного системного подхода к регулированию позволит выровнять поток потребления, оптимизировать пластовые потери, повысить экологическую и промышленную безопасность, а соответственно и общую устойчивость функционирования подземного газохранилища[83, 84]. Информационно-математическое обеспечение системы позволяет осуществлять поддержание заданных режимов всех объектов и установок ПХГ в автоматическом режиме.
Смешивающийся режим отбора углеводородов из НГКМ
Реализация смешивающегося вытеснения конденсата различными углеводородными газами и в различных коллекторах требует уточнения механизма фильтрации газа и конденсата в пласте с учетом его неоднородности, явлений ретроградной конденсации и испарения в продуктивном пласте, изменения физико-химических свойств компонентов и образования переходной зоны, продолжительности контакта газовой и жидкой фаз и др. Моделирование фазовых превращений природных углеводородных смесей должно быть технологически простым для практического использования и экономически целесообразным, что представляется возможным при использовании теории и практики осуществления смешивающегося режима вытеснения.
Повышение эффективности конденсатоотдачи достигается путем создания условий полной смешиваемости остаточного конденсата и закачиваемого газа c разрушением границы раздела фаз и образованием однофазной переходной зоны, в которой осуществляются капиллярная конденсация газа и одновременное испарение конденсата со стенок пор пласта. Определяющим параметром эффективности проведения смешивающегося вытеснения является давление полной смешиваемости газа и конденсата [16]. Отсутствие границы раздела фаз позволяет не учитывать капиллярные эффекты в процессе вытеснения конденсата углеводородным газом, что дает возможность получать более высокие коэффициенты извлечения конденсата и осуществлять закачку углеводородного газа в низкопроницаемые пропластки. Лабораторные исследования по выявлению особенностей перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения с трудноизвлекаемыми запасами в объект подземного хранения газа проводились с использованием комплекса компьютеризированного экспериментального оборудования визуального наблюдения за фазовыми превращениями в подземном хранилище газа. Основной установкой данного комплекса является капиллярная установка (рисунок 3.1), моделирующая единичную пору продуктивной залежи, позволяющая проводить исследования в широких интервалах температуры (0…100 оС) и давления (до 50 МПа), используя современные достижения науки и техники в системе измерений [86]. Суть опыта состоит в наблюдении процесса образования переходной зоны в прозрачном кварцевом капилляре, размер которого соизмерим со средним диаметром пор продуктивного пласта. В переходной зоне происходит интенсивный обмен промежуточными компонентами между газовой фазой и жидкой, и по разрушению мениска на границе раздела фаз определяют давление смешиваемости [86, 87]. Комплекс включает кварцевый капилляр 1, помещенный в кювету 2 между головками 3, установленными на станине 4. – капилляр; 2 – кювета; 3 – головка станины; 4 – станина; 5 – манометры; 6 – игольчатые вентили; 7 – емкости для газа и конденсата; 8 – блок визуального наблюдения; 9 – измерительные прессы
Давление на входе и выходе в капилляр измеряется поверенными образцовыми манометрами 5. Система компьютеризированного визуального наблюдения и обработки информации представлена в середине под пунктом 8. Регулирование процессов производится игольчатыми вентилями 6. Моделирование пластового давления при нагнетании флюидов производится из буферных емкостей 7 с рабочим давлением до 50 МПа с использованием измерительных прессов 9 рабочим объемом 10-4 м3. Номинальный диаметр плунжера измерительного пресса составляет 0,025 м, ход плунжера - 0,20 м, цена деления - 10-6 м3. Объем буферной емкости высокого давления составляет 2Ч10-4 м3, длина используемого капилляра - 0,27 м. Вся установка помещается в термошкаф с автоматическим регулированием температуры.
Методика проведения исследований состоит в следующем. Буферные емкости 7 заполняют рекомбинированным конденсатом и газом при давлении выше давления насыщения конденсата газом и подсоединяют к капилляру 1. Капилляр заполняют конденсатом при давлении выше давления насыщения на 0,5 МПа. Затем с другой стороны капилляр заполняют газом и повышают его давление с помощью измерительного пресса 9 до значения выше давления насыщения конденсата на 0,5 МПа. Вентили с двух сторон капилляра одновременно открывают. Движение углеводородов наблюдают через микроскоп, формирование переходной зоны регистрируют с помощью микроскопа и записывают с помощью видеокамеры или фотоаппарата высокой чувствительности. Разрушение мениска на границе раздела фаз свидетельствует о смешиваемости компонентов, при этом регистрируется давление смешиваемости [16, 88, 89].
При экспериментальных исследованиях термодинамических параметров и гидродинамических задач фильтрации многокомпонентных смесей, изучении влияния хранения газоконденсатных углеводородов на динамику образования переходной зоны, фазовых превращений и ретроградных явлений в качестве жидких углеводородов использовали рекомбинированный ярейюский конденсат. В качестве газообразной фазы был выбран природный газ. На рисунке 3.2 (а, б, в) показана динамика смешивания остаточного конденсата с закачиваемым газом при поддержании пластового давления на уровне давления смешиваемости [90]. Рисунок 3.2 (а, б, в) демонстрирует фазовые превращения и ретроградные явления, происходящие в НГКМ при колебании давления в залежи. Понижение давления вызывает обратные процессы ретроградной конденсации с образованием конденсатных четок в пласте. На основе большого объема лабораторных исследований установлено, что осуществление многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно позволяет достигать эффекта смешиваемости газа с конденсатом из областей с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью и малой нефтенасыщенной толщиной [91, 92].
Физико-химические свойства флюидов
Состав попутного газа по всем залежам месторождения Южное Хыльчую практически одинаков и характеризуется относительно высоким содержанием метана (86,5…90,7 %), азота (4,4…6,6 %), повышенным С6+ (1,2…3,1 %). Содержание этана (1,4…2,0 %) и гелия (0,013…0,020 %) значительно ниже минимального промышленного значения. Углекислый газ и сероводород отсутствуют. Удельный вес конденсата уменьшается вверх по разрезу от 0,724 до 0,699 г/см3. Состав устьевого газа по месторождению Ярейю представлен в таблице 4.1 [105]. Категория С1 - категория фактических запасов газа. Категория С2 - категория прогнозных запасов газа [6]. В соответствии с данной классификацией определим запасы Ярейюского НГКМ: категория С1: свободный газ - 4731 млн м3, «сухой» газ - 4631 млн м3; категория С2: свободный газ - 9483 млн м3, «сухой» газ - 9284 млн м3. Конденсатный фактор по газоконденсатным залежам Ярейюского месторождения, в том числе и по залежи Т1-I, выбранной для создания временного подземного хранилища попутного нефтяного газа, не определялся и принят по аналогии с Василковским месторождением (38,8 г/м3). Утвержденные ГКЗ РФ запасы конденсата составляют: категория С1: балансовые - 178 тыс. т, извлекаемые - 116 тыс. т; категория С2: балансовые - 359 тыс. т, извлекаемые - 233 тыс. т. На Ярейюском месторождении подсчет запасов этана, пропана, бутанов, диоксида углерода и гелия не проводился. Запасы сопутствующих компонентов не утверждались.
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс сложен в основном известняками, доломито-ангидритами в нижней части, алеврито-глинистыми породами. Средняя толщина на ярейюском месторождении данного комплекса составляет порядка 739 м (рисунок 4.2). Пласты-покрышки представлены однородными глинами толщиной не менее 100 м. Изложенный выше анализ коллекторских свойств пород, а также толщины и состава пород покрышек позволил выбрать для создания стратегического подземного хранилища по утилизации попутного нефтяного газа газоконденсатную залежь Т1-I месторождения Ярейю.
Повышение давления при закачке газа в пласт с целью поддержания пластового давления позволит вытеснить остаточный конденсат без существенных материальных и финансовых ресурсов, а также создать долгосрочные резервы газа. Однако, чрезмерное повышение давления грозит различными опасными последствиями, такими как нарушение герметичности пласта-коллектора или покрышки, влекущее подземные потери газа; выход газа на поверхность с образованием грифонов газа; образование кристаллогидратных пробок в скважинах. Важное значение имеет также темп возрастания давления в подземном хранилище: чем меньше темп возрастания давления, тем в большей степени можно повысить давление.
Максимально допустимое давление в подземном хранилище зависит от геологических, тектонических и прочностных свойств залежи и покрышки [13]. В период создания газохранилища пластовое давление в залежи часто превышается на значительную величину без нарушения герметичности объекта хранения газа. К примеру: – Калужское ПХГ – 1,44 раза; – Щелковское ПХГ – 1,17 раза; – Колпинское ПХГ – 1,71 раза; – Краснодарское ПХГ – 1,34 раза; – Гатчинское ПХГ - 1,45 раза. Практика создания ПХГ позволяет превышать при закачке гидростатическое давление пласта в 1,3…1,5 раз (14,6 МПа), а значит, ожидаемая величина превышения начального пластового давления до давления смешиваемости в Ярейюском ПХГ в 1,06 раза не представляет опасности.
В связи с тем, что ряд месторождений, располагающих большими запасами конденсата, находится на стадии разработки на истощение, и часть остаточного конденсата осталась в пласте, можно использовать их для создания подземных хранилищ газа. Газ, закачиваемый в пласт, растворяет остаточный пленочный конденсат, и таким образом часть конденсата, оставшегося в пласте, может быть извлечена. При эксплуатации ПХГ в истощенном газоконденсатном месторождении целесообразно применять сайклинг-процесс, как это описано в первой главе данной работы. Этим обеспечивается не только создание подземного хранилища газа, но и поддержание пластового давления с целью извлечения остаточного конденсата. Предупреждение его вторжения в газовую зону при использовании месторождения как ПХГ осуществимо только после окончательного отбора всего оставшегося в пласте конденсата. На ПХГ в истощенном месторождении, на котором совместно с циклической эксплуатацией хранилища ведется отбор остаточного конденсата, наиболее эффективным способом освоения трудноизвлекаемых запасов представляется смешивающееся вытеснение конденсата углеводородным газом, основанное на взаиморастворимости вытесняемого и вытесняющего агентов [106].
Во-первых, необходимо произвести расчет давления начала конденсации смеси заданного состава. Необходимо определить давление, при котором из газовой смеси выделится первая капля жидкости. Для этого рассмотрим равновесное парожидкостное состояние и примем, что состав паровой фазы равен составу рассматриваемой смеси. Состояние смеси в данных условиях опишем системой уравнений (4.1): (4.1) где - летучести i-ого компонента в равновесных газовой и конденсатной фазах; – мольная доля i-ого компонента в равновесном конденсате. Расчет проводился методом последовательных приближений. Затем необходимо провести расчет давления начала кипения. Вычислим давление, при котором из рассматриваемого жидкого конденсата начинается выделение пара. Давление начала кипения определим как давление при равновесном парожидкостном состоянии, принимая состав жидкой фазы эквивалентным составу рассматриваемой углеводородной смеси. Состояние углеводородной смеси в данном случае описывается системой уравнений (4.2). (4.2) где - летучести i-ого компонента в равновесных газовой и конденсатной фазах; – мольная доля i-ого компонента в равновесном газе.
Учитывая, что при математическом моделировании были использованы эмпирические коэффициенты и номограммы, целесообразно провести также физическое моделирование смешивающегося вытеснения конденсата попутным нефтяным газом. Важно, чтобы лабораторные исследования проводились комплексно: с соблюдением всех критериев моделирования, с использованием кернового материала с воспроизведением всех свойств породы Ярейюского месторождения и рекомбинированного углеводородного пластового флюида, характерного для рассматриваемого месторождения. Экспериментальные определения давления смешиваемости проводили как на керновом материале (т.е. с учетом реальной пористости и проницаемости), так и на капиллярной установке.
