интеллектуального» ПХГ, обеспечивающего оптимизацию
advertisement
ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ» (ГУП «ИПТЭР») УДК 622.691.24 На правах рукописи ЯМАЛЕТДИНОВА АЙГУЛЬ АЛЬФИРОВНА ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ Специальность 25.00.19 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель доктор технических наук, профессор Александров Анатолий Александрович Уфа 2013 2 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение…………………………………………………………………….. 1. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ НАКОПЛЕННОГО ОПЫТА СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ………………………………………………... 1.1. Особенности создания подземных хранилищ газа в газоконденсатных месторождениях……………………................... 1.2. Оценка остаточных запасов конденсата в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении, рассматриваемом для создания ПХГ……………………………………………………….. 1.3. Фазовые превращения в ПХГ в истощенных НГКМ………………… 1.4. Особенности создания подземного хранилища газа в истощенных залежах…………………………………………………………………… 1.5. Технологический режим работы подземного хранилища газа……… Выводы по главе 1…………………………………………………………... 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССАМИ 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 накопления углеводородных 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 нефтегазоконденсатного месторождения 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………………………………….. 4 9 9 10 16 23 25 31 33 33 34 38 40 45 46 46 47 50 52 3 3.5. Исследование влияния времени хранения газа на вытеснение остаточных 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……………….. 54 56 60 61 61 69 70 71 71 71 72 73 76 78 80 80 84 87 89 100 103 106 114 117 119 120 4 ВВЕДЕНИЕ 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). нефтегазодобывающих Степень компаниях, использования работающих попутного на территории газа в 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. 5 Цель работы повышение эффективности создания подземного хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении путем разработки методов управления процессами хранения газа. Основные задачи работы: 1 Анализ и обобщение опыта сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтегазоконденсатных месторождениях; 2 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; 3 Экспериментальные исследования перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения углеводородного газа; 4 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: 1 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; 6 2 Выявлены особенности перевода истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в ПХГ, влияющие на эффективность его создания; 3 Разработан метод подготовки ПХГ в истощенном НГКМ путем обеспечения многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно с дополнительным отбором капиллярноудержанного конденсата при рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ; 4 Предложено с целью скважинной продукции в повышения эффективности обезвоживания центральном пункте сбора использовать электромагнитное излучение в определенном диапазоне частот. На защиту выносятся: 1 компьютерное моделирование автоматизированной системы управления процессами накопления и рециркуляции углеводородных смесей в ПХГ; 2 результаты аналитических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ, влияющих на эффективность его создания; 3 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. 7 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 теоретических сходимостью оценок и результатов данных аналитических экспериментальных расчетов, исследований с результатами исследований других ученых. Апробация результатов работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях студентов, 8 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 научнопрактических 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.). 9 1. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ НАКОПЛЕННОГО ОПЫТА СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ 1.1. Особенности создания подземных хранилищ газа в газоконденсатных месторождениях Подземное хранилище газа представляет собой технологический комплекс, расположенный в пластах-коллекторах геологических структур, предназначенный для закачки, хранения и последующего отбора газа. ПХГ принято классифицировать на базисные, пиковые, газгольдерные и стратегические. Базисные ПХГ создаются с целью регулирования сезонной неравномерности газопотребления. Технологические режимы отличаются стабильностью закачки и отбора газа. Пиковые ПХГ создаются преимущественно с целью кратковременного регулирования объемов отбора газа и подачи потребителям. Газгольдерные являются разновидностью пиковых ПХГ, но подразумевают кратковременные закачки газа в период отбора. Резервные, или стратегические, ПХГ рассматриваются как долгосрочный запас газа, используемый только в аварийных случаях. По типу пористой среды, в которой создается ПХГ, различают газохранилища: а) в водоносных структурах; б) в истощенных месторождениях. Рассмотрим ПХГ в истощенных месторождениях. По наличию в истощенном месторождении (залежи) жидких углеводородов различают газохранилища: а) без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой непромышленного значения; 10 б) с нефтяной оторочкой (промышленного значения); в) с остаточной нефтенасыщенностью; г) с остаточным газовым конденсатом [1]. В соответствии с РД 08-93 «Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах», утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 28.09.1993 № 21, при создании подземного хранилища газа в истощенном месторождении необходимо на основе изучения геолого-промысловой документации по разработке месторождения оценить остаточные запасы конденсата и сопутствующих компонентов, степень истощенности залежей и их пригодность к дальнейшей разработке [2]. Оценка 1.2. остаточных нефтегазоконденсатном запасов конденсата в месторождении, истощенном 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 разработки, запасы конденсата промышленно-освоенными принято называть методами трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) [3]. Милосердова Л.В. дает следующее определение трудноизвлекаемых запасов конденсата. характеризующиеся Это запасы газоконденсатных неблагоприятными для извлечения месторождений, 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 11 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. Трудноизвлекаемые запасы нефти Тяжелые высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески Нефть и газ в сложных коллекторах с низким коэффициентом извлечения Остаточные запасы углеводородов в нерационально освоенных месторождениях с осложненными геологопромысловыми условиями 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 %; 12 4) капиллярно-удержанный и пленочный конденсат – 30 % [7]. конденсат, оставшийся в слабопроницаемых пропластках и участках; 27% 30% 24% конденсат в застойных зонах однородных пластов конденсат оставшийся в линзах и у непроницаемых экранов, не вскрытых скважинами 19% капиллярно-удержанный и пленочный конденсат 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 13 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 14 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]. Стоит отметить, что налоговый барьер был не единственной преградой к применению данного метода. Kоротаевым Ю.П. и Закировым C.H. отмечено, что применимость сайклинг-процесса ограничена возможностями консервации больших запасов газа в течение времени. Принято различать полный и частичный сайклинг-процессы. 15 Полный сайклинг-процесс характеризуется тем, что весь отбираемый из ПХГ газ после извлечения из него высококипящих углеводородов закачивается обратно в пласт. Объем закачиваемого газа уменьшается на объем отбираемых высококипящих углеводородов, и при его обратной закачке в пласт начальное пластовое давление снижается в среднем на 5 %. Если давление начала конденсации пластового флюида соответствует пластовому, то в залежи происходит частичная ретроградная конденсация углеводородов, соответственно и их потеря в пласте. Компенсировать данный эффект можно подкачкой дополнительных объемов газа из соседних месторождений. Частичный сайклинг-процесс характеризуется закачкой некоторой части добываемого газа (как правило, 2/3 объема добываемой скважинной продукции) без высококипящих углеводородов. В этом случае пластовое давление может стать вполовину меньше начального, и больше конденсата будет потеряно в пласте [9]. Применение сайклинг-процесса возможно как на новом газоконденсатном месторождении, так и на истощенном. Однако, чем позже начинается применение данной технологии, тем ниже прогнозный коэффициент конденсатоотдачи пласта. Австралийские ученые Mingzhe Dong, Sam Huang, Keith Hutchence настаивают на необходимости использования сайклинг-процесса как первичного метода увеличения конденсатоотдачи, так как проведенные ими исследования по вытеснению тяжелых нефтей из материала керна показывают низкую эффективность [14]. Целесообразность применения сайклинг-процесса нефтегазоконденсатных определяется на месторождений экономической объектах в перевода подземные эффективностью, истощенных хранилища достигаемой за газа счёт дополнительного отбора конденсата (по сравнению с созданием ПХГ без рециркуляции) [15]. Выбор полного или частичного сайклинг-процесса зависит от физикохимических свойств пластового флюида. При наличии в пластовом конденсате низкокипящих фракций даже небольшое снижение пластового давления 16 приводит к безвозвратным потерям конденсата; в данном случае частичный сайклинг-процесс не применим. Частичный сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях с высококипящим конденсатом. Тогда при снижении пластового давления вполовину меньше начального потери конденсата невелики, и большая часть извлекается вместе с газом на поверхность. Выпавший ранее в залежи конденсат можно добыть путем нагнетания природного газа, при этом конденсат частично испаряется в проходящий в поровом пространстве газ. Однако, окончательный выбор варианта проведения сайклинг-процесса зависит от результатов технико-экономических расчётов с учетом особенностей месторождения и необходимости природного газа и конденсата для потребителя в рассматриваемом регионе [8, 9]. Опыт применения данного метода поддержания пластового давления в таких странах, как США и Канада, показал, что в силу особенностей проницаемости породы выпадающий в призабойной зоне конденсат запирает газ в залежи. Эксплуатация месторождения в режиме истощения в среднем соответствует конденсатоотдаче на уровне 10…15 %. В то же время, разработка месторождения в режиме поддержания пластового давления обеспечивает рост извлечения газа в 5 раз, а конденсата в 6 и более раз. Итоговый коэффициент извлечения конденсата достигает 70 %. Такой результат с лихвой окупает высокие затраты на применение сайклинг-процесса. Исследованием закачки широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) и сухого газа в истощенные газоконденсатные месторождения занимались также зарубежные ученые M. Metwally (Канада), F.Kalyadijan (Франция), E. Chang, (США) и др. [14, 15]. 1.3. Фазовые превращения в ПХГ в истощенных НГКМ Эффективность сайклинг-процесса в условиях подземных хранилищ газа в истощенных НГКМ Российской Федерации, характеризуемых низкой проницаемостью, неоднородностью и глинистостью коллекторов, может быть увеличена путем применения одного из наиболее эффективных способов 17 освоения трудноизвлекаемых запасов конденсата смешивающегося вытеснения остаточного конденсата углеводородным газом, основанного на взаиморастворимости вытесняемого конденсата и нагнетаемого газа. Смешивающееся вытеснение многократно применялось как в Российской Федерации (месторождения Минибаевское Республики Татарстан, Озек-Суат Ставропольского края, Гойт-Корт Чеченской Республики, Ключевское Краснодарского края, Озеркинcкое и Грачевское месторождения Республики Башкортостан и др.), так и за рубежом (к примеру в США и Канаде). Опыт проведения смешивающегося вытеснения подтверждает большую эффективность метода. Исследованием смешивающегося проблем, вытеснения связанных при с использованием разработке метода нефтегазоконденсатных месторождений, занимались как отечественные, так и зарубежные ученые: В.Е. Андреев, Р.Г. Абдулмазитов, Р.А. Багов, К.С. Басниев, А.L. Benham, R.J. Blackwell, А.А. Боксерман, А.С. Великовский, Р.И. Вяхирев, Р.Н. Гимаев, В.К. Горбанец, А.Т. Горбунов, Н.М. Дегтярев, Ю.В. Желтов, В.И. Забродин, С.Н. Закиров, Ю.А. Котенев, Е.В. Лозин, И.Л. Мархасин, В.И. Мархасин, А.Х. Мирзаджанзаде, М.И. Миркин, В.Н. Николаевский, Р.Я. Нугаев, В.Г. Оганджанянц, Н.Л. Раковский, М.Д. Розенберг, R.L. Slobod, Э.В. Соколовский, Г.С. Степанова, М.Л. Сургучев, Р.М. Тер-Саркисов, М.А. Токарев, К.М. Федоров, Г.А. Халиков, Э.М. Халимов, Д.М. Шейх-Али, В.Н. Щелкачев и др. Рассмотрим теоретический базис смешивающегося вытеснения остаточного конденсата углеводородным газом. Под смешиваемостью в общем случае понимают взаиморастворимость вытесняемого и вытесняющего агентов, в данном случае конденсата и закачиваемого в ПХГ газа. В зависимости от пластовых условий (давления, температуры), физикохимических свойств (характеризующихся остаточного давлением конденсата начала кипения и закачиваемого и давлением газа начала конденсации), условий их взаимного перемешивания (характеризуемых 18 коэффициентом диффузии) изменяются условия полной смешиваемости конденсата и газа, определяемые давлением смешиваемости жидких и газообразных углеводородов в пористой среде. Совершенствование процесса смешивающегося вытеснения газа и конденсата требует более детального изучения механизма образования переходной зоны с использованием комплекса компьютеризированного экспериментального оборудования для исследования пластовых процессов [16, 17]. Актуальным представляется изучение процессов, происходящих в подземном хранилище газа при закачке, хранении и отборе газа и остаточного конденсата, в приближении единичной поры пласта. Реализация смешивающегося вытеснения конденсата различными углеводородными газами и в различных коллекторах определяет необходимость исследования основных особенностей фильтрации хранимого газа и остаточного конденсата с учетом влияния физико-химических свойств фаз на образование переходной зоны, неоднородности пористой среды, ретроградной конденсации высококипящих компонентов, времени хранения газа в пласте, влияния естественного водонапорного режима и др. Определяющим параметром эффективности проведения смешивающегося вытеснения является давление полной смешиваемости газа и конденсата. Изучению давления смешивающегося вытеснения газа и конденсата посвящен ряд работ [16 21]. Однако в данных работах предлагаются либо полуэмпирические зависимости с малым диапазоном изменения параметров либо экспериментальные методы сложные и трудоемкие. При достижении условий полной смешиваемости на межфазной границе образуется однофазная переходная зона между конденсатом и газом вследствие перехода промежуточных компонентов из конденсата в газообразную фазу и обратно [16]. соответственно При этом на границе фаз отсутствует поверхность раздела, капиллярные эффекты могут не рассматриваться. Для обеспечения смешиваемости газа и конденсата в переходной зоне необходимо 19 нагнетание сжатого сухого газа под высоким давлением, величина которого зависит от физико-химических свойств пластового флюида и закачиваемого газа. Исследованием давления смешиваемости занимались А.L. Benham и др. [18, 20]. Рассматривая газоконденсатную систему как тройную, состоящую из метана, промежуточных и тяжелых компонентов, А.L. Benham предложил корреляции для определения оптимального количества ШФЛУ в закачиваемом газе. О. Глас [20] продолжил исследования А.L. Benham в теоретическом плане с учетом влияния температуры, молекулярного веса тяжелых компонентов, мольных процентов метана, количества ШФЛУ в нагнетаемом газе на давление смешиваемости. Однако О. Глас не учитывает физико-химические свойства фаз и реальные условия пласта. Для систем с малым содержанием тяжелых компонентов целесообразно применять упрощенную систему Г.С. Степановой [21], рассматривая пластовый флюид как бинарную углеводородную смесь метана и гипотетического тяжелого углеводородного компонента. Давление смешиваемости определяется интерполяцией между критическими кривыми метана и углеводорода, соответствующего аналитических рассматриваемому данных с тяжелому компоненту. экспериментальными показало Сравнение достаточную сходимость. Наиболее точными и трудоемкими методами определения давления смешиваемости являются лабораторные методы. В.Г. Полянский проводили эксперименты с Н.М. Дегтярев и использованием реального пластового газоконденсата на линейных моделях пласта. Многократное проведение опыта при различных давлениях показало, что существует такое давление, превышение которого не влияет на коэффициент конденсатоотдачи [16, 19]. Существенный А.Х. вклад Мирзаджанзаде проведенных в Баку, [11]. в решение Результаты показали, что проблемы внес лабораторных характеристики академик исследований, пористой среды 20 существенно влияют на давление смешиваемости. Ранее давление смешиваемости определялось в бомбе PVT, однако результаты данных исследований оказались заниженными относительно истинных. Аналогичные выводы были сделаны в Тюменском государственном университете посредством термодинамических исследований [11]. Отсутствие единого мнения и точных данных о поведении углеводородов в пласте обуславливает необходимость уточнения многих научно-практических подходов к проектированию, созданию и эксплуатации ПХГ в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении. Отсутствие достоверных промысловых методов определения давления смешиваемости вынуждает определять его в лабораторных условиях на керновом материале либо с использованием рекомбинационных методов [22]. Для промыслового применения смешивающегося вытеснения для довытеснения остаточного конденсата наиболее важно определить: - давление смешиваемости остаточного конденсата и газа; - влияние пористой среды на величину давления смешиваемости и на конечный результат применения смешивающегося вытеснения; - погрешность определения давления смешиваемости; - влияние времени хранения газа в ПХГ на взаиморастворимость компонентов пластового флюида [23]. Неоднородность коллектора, например слоистое строение пласта, определяет возможность межслойного обмена: образуются перетоки газа под действием капиллярных, гидродинамических и гравитационных сил [24]. Во избежание прорыва газа к добывающим скважинам без смешения с конденсатом необходимо теоретически и/или экспериментально на моделях многопластовой залежи рассчитать положение переходной зоны на любой стадии осуществления процесса и смоделировать аварийную остановку отбора газа путем отключения эксплуатационной скважины. Исследуя фильтрацию хранимого в ПХГ газа, целесообразно экспериментально исследовать возможность закупорки пор пласта выпавшим 21 конденсатом, а также пути предотвращения данного негативного явления. Для этого необходимо рассмотреть зависимость эффективности смешивающегося вытеснения конденсата газом от проницаемости породы и изучить факторы, обуславливающие проявление влияния свойств коллектора на фильтрацию. В то же время инновационные разработки позволяют уточнить особенности регулирования процесса фазовых превращений в пластовых условиях и уменьшить погрешность определения давления смешиваемости. При эксплуатации ПХГ с задержкой управляющих воздействий систему на межфазной границе можно считать локально равновесной [25]. В то же время в переходной зоне происходят фазовые превращения углеводородов, кипение конденсата, конденсирование газа и их взаимная растворимость [26]. Поэтому для составления технологической схемы подземного хранения газа с отбором остаточного конденсата кроме давления конденсации и кипения пластовых флюидов необходимо определить эффективность их смешивания, характеризуемую коэффициентом диффузии нагнетаемого газа, который, в свою очередь, рассчитывается по изменению концентрации газа на выходе из экспериментальной модели пласта [27 29]. К представлению пластовых процессов как к сложной системе с взаиморастворяющимися агентами обращаются многие исследователи [8, 11, 30 32]. При смешивании газа и конденсата в пластовых условиях постоянные небольшие изменения давления вызывают изменение физико-химических свойств взаимодействующих фаз. Физико-химическим анализом отдельно конденсата, газа и их смеси занимались многие ученые [33 35]. Однако развитие научно-технического прогресса и информационных технологий на современном этапе позволяет одновременно определять большое количество физико-химических параметров, влияющих на формирование переходной зоны [36]. В литературе коэффициента рассматриваются различные подходы к определению смешиваемости. Некоторые ученые рассматривают 22 газоконденсат как изовязкостный флюид [25, 37, 39], другие как смесь разновязкостных флюидов [38, 40]. Зависимость коэффициента диффузии от концентрации газа в смеси по длине переходной зоны предложена Р.А. Баговым [41]. Однако применение его формулы расчета коэффициента диффузии затруднено необходимостью экспериментального определения отдельных коэффициентов. Используя метод детерминированных моментов, К.Ш. Ямалетдинова уточнила коэффициент молекулярной диффузии, зависящий от состава пластовой смеси, без использования эмпирических коэффициентов [16]. Лабораторные исследования процессов смешивающегося вытеснения нефти углеводородным газом под высоким давлением и сжиженным газом представлены в трудах [16, 36, 37, 42, 43]. При этом нефтеотдача в рассматриваемых исследования, вытеснения опытах целью приближалась которых конденсата, близкого является к 100 к 100 %. достижение %, Аналогичные коэффициента целесообразны и для газоконденсатных месторождений. Лабораторные исследования фазовых превращений газоконденсатной смеси в системе, моделирующей взаимовлияние конденсата и газа высокого давления, проводились А.Ю. Намиотом [32] и В.Н. Николаевским [40]. Несмотря на различные условия проведения опытов, результаты исследований показали принципиальную сходимость. Определено, что чем богаче ШФЛУ закачиваемый газ, тем ниже может быть давление образования взаиморастворимой переходной зоны с остаточным конденсатом. Таким образом, зная компонентный состав хранимого флюида, процессом вытеснения можно управлять путем изменения условий фазового превращения и состава закачиваемого газа. 23 1.4. Особенности создания подземного хранилища газа в истощенных залежах Опыт эксплуатации выработанного нефтегазоконденсатного месторождения позволяет получить необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. Подземные хранилища газа в пористой среде представляют собой искусственные залежи, эксплуатируемые циклически. Определяющие параметры для ПХГ в пористой среде: проницаемость, мощность и глубина залегания пласта-коллектора, объём порового пространства, который может быть заполнен газом, наличие герметичной покрышки под пластом- коллектором, а также активность водонапорной системы. Подземные хранилища газа на современном этапе рассматриваются как неотъемлемая часть Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. В России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции: регулирование сезонной неравномерности газопотребления; хранение резервов газа на случай аномально холодных зим; регулирование неравномерности экспортных поставок газа; обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в ЕСГ; создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств при добыче или транспортировке газа [44]. Вопросами сооружения подземных хранилищ газа занимались такие ученые, как Волков И.П., Гвоздев Ю.П., Гуревич Г.Р., Задора Г.И., Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Полянский А.П., Rid R., Ширковский А.И., Sherwood T. и др. Первое в мире ПХГ было создано в Канаде в 1915 году в истощённом месторождении. Затем ПХГ получили значительное развитие на территории США, где к 1968 году было построено 330 газовых хранилищ общей ёмкостью более 120 млрд м3. Сейчас подземные газовые хранилища имеются во многих 24 странах Европы и СНГ. В России в 1958 году было создано первое ПХГ Башкатовское газовое хранилище в Самарской области на базе истощённой газовой залежи. Первое ПХГ в водоносной структуре Калужское появилось годом позднее и эксплуатируется с 1963 года до сих пор. Затем было сооружено одно из крупнейших в мире ПХГ в водоносном пласте Щёлковское объемом 3,0 млрд м3 газа с максимальным давлением 11 МПа и рабочим расходом газа 15 млн м3/сут [44 46]. По данным ОАО «Газпром» на территории Российской Федерации сооружено 25 ПХГ с объемом товарного газа 65,2 млрд м3 и максимальной суточной производительностью на начало сезона отбора до 620 млн м3. 8 газохранилищ расположены в водоносных структурах, а 17 в истощенных газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождениях [45]. Факт существования нефтегазоконденсатного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объемы добытого конденсата, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свойства конденсата, газа и воды. Одновременно с этим проводят исследования с целью определения будущих дебитов таких скважин, режима работы ПХГ, максимально возможного объема извлечения остаточного конденсата, мероприятий по увеличению производительности нагнетательно-добывающих скважин, изменения состава газа в процессе подземного хранения [47]. Однако необходимо тщательно обследовать, выбрать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования для возможности их использования в процессе подземного хранения газа, реконструировать промысловые газопроводы, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить новые нагнетательнодобывающие скважины [47]. Несмотря на вышесказанные трудности, затраты на создание мощностей подземного хранения газа, особенно в условиях 25 Крайнего Севера вдали от Единой системы газоснабжения, значительно ниже затрат на создание соответствующих мощностей в транспорте и переработке газа. 1.5. Технологический режим работы подземного хранилища газа Технологический режим работы подземного хранилища газа разделяется на три процесса – закачку, хранение и отбор газа. Закачка газа заключается в нагнетании его в искусственную газовую залежь при заданных технологическим проектом показателях. Газ из магистрального газопровода поступает на площадку очистки газа от мехпримесей, затем на пункт замера и учета газа и далее в компрессорный цех, где компримируется в две ступени. Затем необходимо очистить газ от компрессорного масла посредством четырехступенчатой очистки: циклонные сепараторы (горячий газ и холодный газ улавливают крупные частицы масла размерами 20…30 мкм), угольные адсорберы (улавливают мелкие частицы) и керамические фильтры (улавливают мелкодисперсные частицы). Сорбентом является оцилиндрованный активированный уголь, впоследствии регенерируемый паром. Насыщенный маслом сорбент регенерируют при помощи пара. Керамический фильтр состоит из фильтрующих трубок, помещенных в корпус группами по несколько штук, с одной стороны наглухо закрытый. Превышение перепада давления на входе и выходе трубок более чем на 0,027 МПа является показателем их загрязненности. В этом случае трубки следует промыть растворителем и «продуть в обратную сторону». Опыт эксплуатации сооружения по очистке газа от масла показал их достаточную эффективность. В 1000 м3 газа, закачиваемого в пласт после очистки, содержится 0,4…0,5 г масла [48 50]. Охлажденный и очищенный от масла газ собирается газосборной сетью и доставляется на газораспределительную станцию (ГРС). На ГРС происходит разделение общего газового потока на технологические линии, к которым подключены шлейфы скважин. Обвязка технологических линий позволяет 26 произвести замер производительности каждой скважины, температуру и давление газа при закачке [47]. Повышение давления при закачке газа в нефтегазоконденсатный пласт в процессе хранения приводит к увеличению объема хранящегося газа. Количество скважин может быть уменьшено, а их дебит увеличится. Применение методов поддержания пластового давления позволит вытеснить остаточный конденсат без существенных материальных и финансовых ресурсов, а также создать долгосрочные резервы газа [51]. Однако чрезмерное повышение давления грозит различными неприятными последствиями, такими как нарушение герметичности пластаколлектора 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. Опыт эксплуатации ПХГ в истощенных нефтегазоконденсатных месторождениях показывает, что допустимым максимальным давлением в пласте-коллекторе при достаточной прочности и герметичности покрышки из глины является превышение гидростатического давления в 1,3…1,5 раз [47]. Подготовленный на установке предварительной подготовки газа (УППГ) газ компримируется, его основная часть возвращается обратно в пласт, а часть осушенного сухого газа используется на собственные нужды инфраструктуры ПХГ. Отбор газа из подземного хранилища является практически таким же технологическим процессом, как и добыча газа из газовых месторождений, с одним существенным отличием: весь активный (товарный) газ отбирается за период 60…180 суток. Проходя по шлейфам, газ поступает на газосборные пункты, где собирается в газосборный коллектор. Из газосборных коллекторов 27 газ поступает на площадку сепарации для отделения пластовой воды и мехпримесей, после чего направляется на площадку очистки и осушки газа, где происходят улавливание капельной жидкости в пылеуловителях и абсорбционная осушка или низкотемпературная сепарация [47, 52]. Для осушки газа используется диэтиленгликоль (ДЭГ). Блок осушки состоит из двух-трех контакторов, выпарной колонны, холодильниковиспарителей и насосной. В контакторах газ барботирует через слой 94 %-ного ДЭГ, находящегося на тарелках. ДЭГ поглощает пары воды, а осушенный газ поступает в верхнюю часть контактора, где установлена специальная насадка для улавливания капель ДЭГ, уносимых потоком газа. Насыщенный ДЭГ регенерируют при помощи перегретого пара в выпарной колонне. Влагу в виде пара отводят в атмосферу. Процесс осушки газа полностью автоматизирован. ДЭГ улавливается в сепараторах и из отбойников подается на регенерацию [47, 53]. Очищенный и осушенный газ поступает в магистральные газопроводы. Сложность эксплуатации подземного хранилища во время отбора газа обуславливается воздействием внешних и внутренних факторов. Сюда можно отнести неоднородность литологического строения, физических свойств пласта-коллектора, от которых во многом зависят характер замещения газа водой, неравномерность отбора газа по площади, наличие в продукции скважин пластовой воды и частиц породы, возникновение гидратов в газопроводах и местах сопротивления (узле редуцирования, запорной арматуре) и многое другое [54]. Исследования отечественных ученых о возможности применения сайклинг-процесса к газоконденсатной залежи с подстилающей водой показали, что без внедрения адаптированных технологий извлечения конденсата из зоны газоводяного контакта (ГВК) сайклинг-процесс на таких месторождениях может оказаться неэффективным и даже рискованным. На рисунке 1.3 схематично показана технология сайклинг-процесса применительно газоконденсатной залежи с естественным водонапорным режимом. к 28 Рисунок 1.3 – Схема расстановки нагнетательных и добывающих скважин для сайклинг-процесса Чем ближе уровень забоев скважин (пунктирная линия) к отметке газоводяного контакта, тем больше увеличивается коэффициент охвата в процессе вытеснения конденсата сухим газом. Однако при этом возрастает вероятность обводнения скважинной продукции за счет конусообразования [10]. Кроме этого, необходимо рассмотреть еще 2 отрицательных фактора. Вопервых, в случае неоднородного по проницаемости пласта закачиваемый сухой газ достаточно быстро прорывается к забоям скважин. В результате снижается содержание конденсата в добываемой продукции. Во-вторых, при наличии подстилающей воды скважины быстро обводняются [10] с образованием водоконденсатной эмульсии. Поэтому немаловажным представляются определение водонасыщенности пласта и применение методов сепарации водоконденсатной эмульсии. Механизм дробления водной фазы по П.А. Ребиндеру заключается в вытягивании водной глобулы в цилиндр с соответствующим увеличением поверхности контакта воды и конденсата. Достигнув критической длины, глобула-цилиндр рвется на более мелкие капли. На образовавшейся межфазной поверхности мелких капелек воды в эмульсии существует адсорбционный слой, состоящий из асфальтенов, смол, парафинов и механических примесей [55]. 29 Теоретически системой, водоконденсатная стремящейся к эмульсия расслоению и считается неустойчивой образованию минимальной поверхности раздела фаз, однако под влиянием адсорбционных процессов на поверхности частиц образуются устойчивые эмульсии, обладающие значительной механической прочностью [56]. Способность водоконденсатных эмульсий не расслаиваться на две несмешивающиеся фазы в течение определенного времени называется устойчивостью [57, 58]. В реальных условиях нефтегазоконденсатных месторождений имеет место образование высокоустойчивых эмульсий с бронирующими оболочками на поверхности капелек воды. Для того чтобы отделить конденсат от воды, необходимо разрушить вышеуказанную бронирующую оболочку, состоящую из асфальтенов, смол и парафинов[59, 60]. Теоретический базис разрушения водоконденсатной эмульсии принято подразделять на три этапа. Вначале происходит соударение частиц воды, затем их коалесценция в крупные глобулы и, наконец, отделение крупных частиц воды от конденсата [61]. Разрушение водоконденсатных эмульсий на поверхности производят различными методами, которые могут быть классифицированы как механические, электрические, термические, химические и волновые методы. К нестойким эмульсиям применяют механические методы, к примеру: - гравитационный отстой, основанный на разности плотностей; - фильтрация на основании выборочного смачивания поверхностей фильтрующего слоя; - центрифугирование также основано на разности плотностей, но с использованием центрифуги [62]. Внешнее электрическое поле широко используется в процессах обезвоживания нефти и конденсата для интенсификации коалесценции отдельных капель [63]. 30 Электрические методы разрушения водоконденсатных эмульсий применяются, как правило, для эмульсий с небольшим содержанием воды, чтобы уменьшить влияние взаимного притяжения капель воды [64]. метода состоит в воздействии водоконденсатную коалесценции и эмульсию быстрой с переменным целью электрическим полем на поляризации седиментации. Суть глобул Использование воды, их вертикальных электродов в форме цилиндра позволяет достичь быстрого движения глобул к поверхности электрода, на которой они скапливаются и под влиянием гравитации стекают вниз [64]. Сепарацию водоконденсатных эмульсий под воздействием электрических полей проводят в специальных аппаратах электродегидраторах (ЭДГ). Электродегидраторы используются для глубокого обезвоживания тяжелого конденсата ЭДГ [65]. разделяют по конструкции на вертикальные, горизонтальные, шаровые и т.д. По типу используемого напряжения их делят на ЭДГ для постоянного и переменного тока [66]. В промышленности широко используются также химические методы разрушения водоконденсатных эмульсий, основанные на добавлении в скважинную продукцию поверхностно-активных веществ (ПАВ) деэмульгаторов, вызывающих слияние диспергированных частиц в крупные глобулы воды [67]. Усовершенствованным химическим методом является термохимический метод разрушения водоконденсатной эмульсии, широко применяемый в промышленности как наиболее простой в осуществлении и экономичный. Суть данного метода пропускается слабосвязанной заключается в том, что водоконденсатная эмульсия через емкость с подогретой водой, при этом глобулы воды остаются в данной емкости. В оставшуюся водоконденсатную эмульсию вводится дозированное количество ПАВ. Заьем эмульсия, вновь проходя через слой горячей воды, направляется в гравитационный отстойник. Сепарированные флюиды: конденсат, вода и ПНГ отводятся с установки по соответствующим трубопроводам [68]. Простота и 31 широкая применимость метода обуславливают его превалирующее использование на промыслах (до 80 %). Наиболее экологичными представляются волновые методы воздействия на водоконденсатную эмульсию. В исследованиях Ямалетдиновой К.Ш., Сушко Б.К., Гоца С.С. и др. [64, 69] для воздействия на водоконденсатную эмульсию используют цепь независимых резонаторов с распределенными параметрами и модель несвязанных глобул. Многочисленные исследования показывают применимость волновых методов в широком диапазоне концентраций воды в водоконденсатных эмульсиях. Волновое воздействие на водоконденсатную эмульсию приводит к возникновению вынужденных высокочастотных колебаний капель воды, которые затем коалесцируются и сливаются в более крупные, оседающие под действием гравитационных сил [70 72]. Исследования [73] показали, что ультразвуковое воздействие на водоконденсатную определенной эмульсию не универсально и требует установки частоты для сепарации воды. Исследованиям необходимой частоты в работе будет уделено отдельное внимание. Выводы по главе 1 На основе анализа и обобщения опыта ученых в области сооружения и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтегазоконденсатных месторождениях можно сделать следующие выводы. 1. Вопрос утилизации попутного нефтяного газа в условиях Крайнего Севера вдали от Единой системы газоснабжения на современном этапе не решен. Возврат газа в пласт с целью поддержания пластового давления и отбора дополнительного конденсата требует решения множества вопросов: от целесообразности отбора конденсата до основных технологических параметров эксплуатации ПХГ, таких как минимальное и максимальное давления, влияние свойств пласта на испаряемость конденсата в газовую фазу, влияние времени хранения газа на эффективность отбора конденсата и др. Создание ПХГ в 32 истощенном НГКМ требует комплексного подхода к решению данных проблем от компьютерного моделирования до проведения дополнительных экспериментальных исследований для уточнения научных основ создания ПХГ в истощенных нефтегазоконденсатных месторождениях. 2. С целью усовершенствования технологии хранения газа, обеспечения безопасности функционирования ПХГ, повышения эффективности работы нефтегазодобывающего оборудования и снижения затрат на хранение природного газа необходимо разработать комплексную автоматизированную систему (КСУ) управления процессами накопления углеводородных смесей в ПХГ с учетом и без учета запаздывания управляющих воздействий в системах регулирования и рециркуляции потоков. 3. Использование экспериментального наблюдения комплекса оборудования пластовых для процессов компьютеризированного исследования при и переводе визуального истощенного нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения углеводородного газа позволит предотвратить прорыв закачиваемого газа к забоям добывающих скважин, рассчитать условия равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях с учетом остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в залежи. Требуются детальные исследования волновых методов разрушения водоконденсатных эмульсий для определения оптимальной частоты воздействия в центральном пункте сбора. 4. На основе выполненных исследований необходимо разработать и обосновать рекомендации по созданию подземного хранилища газа в истощенном газоконденсатном месторождении на примере конкретного НГКМ. 33 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССАМИ 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 Целью автоматизации сформированных обеспечение в системы управления нефтегазоконденсатных безопасности процессами месторождениях, функционирования ПХГ и в ПХГ, являются повышение эффективности работы нефтегазодобывающего оборудования при снижении затрат на хранение природного газа [74]. Актуальность вопросов автоматизации ПХГ обусловлена рядом факторов, среди которых: – усовершенствование технологии хранения конденсата и газа, в том числе применение системы рециркуляции попутного нефтяного газа; – повышение промышленной безопасности разработки НГКМ, в том числе экологической; – расширение возможностей регулирования и оптимизации режимов работы; – стремление к малолюдным технологиям обслуживания; – экономическая эффективность от снижения затрат на топливный газ, метанол и другие расходные материалы [75]. В результате решения поставленных задач была создана комплексная система управления процессами накопления, хранения и отбора попутного нефтяного газа. Структурная схема КСУ представлена на рисунке 2.1. В рамках проекта КСУ необходима автоматизация всех установок подземного газохранилища [76]. С точки зрения функционального назначения в созданной комплексной системе необходимо выделить три основные автоматические системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) – рециркуляции попутного газа обратно в пласт после ступенчатого 34 компримирования, включая телемеханику кустов газовых скважин; промысловой подготовки газа для использования на хозяйственные нужды; промысловой подготовки конденсата. Диспетчерский пункт ПХГ АСУ ТП АСУ ТП АСУ ТП рециркуляции газа участка промысловой подготовки газа участка промысловой подготовки конденсата Подсистема экологического мониторинга АСУ пожарной безопасности Рисунок 2.1 – Обобщенная структура интегрированной системы управления ПХГ Автоматизация всех производственных процессов и установок приносит эффект только при полной реализации вертикальной и горизонтальной интеграции данных в системе управления ПХГ. Полнофункциональное выполнение расчетных задач, алгоритмов, обеспечение безотказного, надежного и устойчивого режима работы ПХГ обеспечиваются во многом за счет применения точных, стабильных датчиков информации, информационно-измерительных преобразователей, исполнительных механизмов и регуляторов. Очевидно, что конечным результатом является создание «интеллектуального» ПХГ, обеспечивающего оптимизацию режимов работы хранилища, снижение числа ошибок персонала и переход к малолюдной технологии. 2.2. Трехуровневая система интеллектуализации ПХГ Рассмотрим классификацию уровней интеллектуализации ПХГ (рисунок 2.2): 35 Уровень III – автоматизированный контроль пласта •Анализ тенденций и автоматизированное моделирование Уровень II – наблюдение, оптимизация, моделирование и контроль •Взаимодействие человека с системой управления и технологическим процессом •Динамические данные: программноаппаратный пакет SCADA •Статические данные: данные со скважин, оборудования, пласта, системы сбора Уровень I – первичные данные Рисунок 2.2 – Уровни интеллектуализации Уровень I – уровень датчиков и программируемых логических контроллеров. На данном уровне осуществляются непосредственные замеры физико-химических величин, состояния технологического оборудования (открытие/закрытие кранов, изменение положения регулятора и т.п.). 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 36 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 взаимодействии и настройки человека с системы. системой Данный управления уровень и основан на 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 37 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 сигнализация, давления оповещающая ретроградной конденсации оператора необходимости о активируется 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 уровня III. и хранения газа и создание интеллектуального ПХГ 38 2.3. Методы регулирования устойчивого функционирования ПХГ Эксплуатация ПХГ предполагает три различных варианта: 1) потребление газа происходит пропорционально его накоплению, т.е. объемы закачиваемого газа равны объемам отбираемого газа; 2) объемы закачиваемого газа больше объемов потребляемого. С течением времени могут произойти переполнение подземного резервуара, нарушение герметичности породы и самопроизвольный выход газа на поверхность, через образовавшиеся щели (т.н. грифоны); 3) объемы закачиваемого газа меньше объемов потребляемого. ПХГ работает на истощение; постепенно давление опускается ниже давления насыщения конденсата газом, что вызовет выпадение конденсата и его оседание на стенках пор пласта. Для анализа устойчивости функционирования ПХГ целесообразно рассмотреть различные методы регулирования (рисунок 2.3): по входу (закачка); по выходу (отбор); по обратной связи. Рисунок 2.3 Схема регулирования подземного хранилища газа 39 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 регулируемой нежелательных системы, что отклонений приводит к в различных нарушению звеньях устойчивости регулирования. Запаздывание в системах с обратной связью рассматривают как многокомпонентное: 1 компонента информационно-измерительная, связанная с временем измерения и обработки информации; 40 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 использовать регулирование по управления выходу, а предпочтительнее 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. В связи с этим предложена математическая модель управления объемами накопления углеводородных смесей в ПХГ. 2.4. Математическая модель изменения объемов накопления углеводородных смесей в ПХГ с запаздыванием и без запаздывания управляющих воздействий Определим накопленное за время наблюдения T количество углеводородной смеси yn (t) в емкости ПХГ. Будем полагать, что Т существенно превышает время полного цикла рециркуляции газа в ПХГ. Допустим, что yn (t) определяется интегралом от разности между притоком x(t) и потоками отбора xот(t) и потерь xП (t): T yn (t ) y0 x(t ) xот (t ) xП (t ) yn (t ) dt , 0 (2.1) 41 где yn (t) изменение объема накопления газа при определенном давлении; y0 – начальное значение объема накопленных углеводородных смесей в ПХГ; пропорциональное звено отрицательной обратной связи (ООС) рециркулирующих углеводородных газовых смесей, предназначенных для повторного использования в ПХГ. Интегральное уравнение (2.1) может быть преобразовано в тождественное дифференциальное уравнение следующего вида: dyn (t ) yn (t ) x(t ) xот (t ) xП (t ) . dt (2.2) Рассмотрим математическую модель функционирования ПХГ с учетом риска возникновения нестабильности и неустойчивости управления процессом накопления углеводородных смесей в ПХГ с рециркуляцией углеводородных смесей, принимая во внимание вероятность задержек в системе рециркуляции. На рисунках 2.4 и 2.5 приведены схемы математического моделирования функционирования систем возвратного газоснабжения, основу которых составляет звено с непрерывным накоплением Х (t ) dt , определяющее изменение во времени объема пластовых или накопленных углеводородных смесей yn(t). К входу продуктивного пласта через нагнетательные скважины (см. рисунок 2.4) Х (t ) dt подключен выход входного сумматора, состоящего из углеводородной смеси рециркулирующего сжатого попутного нефтяного газа Yвв и дополнительно отобранного попутного нефтяного газа Xва. Перед нами задача определить добытое за определенное время Т количество продукции yn(t), которое находится как интеграл от суммы притока в продуктивный пласт через нагнетательную скважину X(t), задержанного по времени τ потока возвратной газоподготовки Увв и взятых с обратным знаком потоков отбора (согласно рисунку 2.4): T yn (t ) y0 X ва (t ) Yвв (t ) Yвc (t ) Yг (t ) Yн (t ) z Yс (t ) dt . (2.3) 0 42 Ун – поток углеводородных смесей; Уг – поток газа на хозяйственное потребление; Увв – поток газа возвратного; Увс – поток воды; Уп – объем начальной пластовой продукции Рисунок 2.4 – Модель для расчета объемов добытой продукции, возвратной газоподготовки с учетом задержек и добытых углеводородных смесей Аналогично, на рисунке 2.5 приведена функциональная схема математического моделирования функционирования системы оборотного газоснабжения, основу которой составляет звено с непрерывным накоплением x(t ) dt , определяющее изменение во времени количества накопленного газа yn(t). К входу накопительной емкости ПХГ, т.е. интегратора подключен выход N-входного блока суммирования ∑. x(t ) dt , 43 Рисунок 2.5 – Функциональная схема для расчета характеристик изменения объема накопленного газа в емкостях ЦПС или ПХГ с учетом задержек в системе оборотного газоснабжения в режиме информационной обратной связи Наша задача определить в режиме с потоковой обратной связью накопленное за время T количество газа yn (t) в ПХГ. yn (t) находится интегралом от суммы потока притока x(t) попутного нефтяного газа, потока рециркуляции yn(t ), задержанного по времени и инвертированного по знаку потока потребления на собственные нужды yг(t) и потока рециркуляции yn(t): T yn (t ) y0 x(t ) yn (t ) yn (t ) yг (t ) dt . (2.4) 0 Интегральное уравнение (2.4) преобразуем в тождественное дифференциальное уравнение с задержкой следующего вида: dyn (t ) yn (t ) yn (t ) x(t ) yг (t ) . dt (2.5) Анализ дифференциального уравнения (2.5) целесообразно провести для нескольких характерных интервалов изменения коэффициента . Первый интервал выбираем для относительно небольших значений коэффициента , для которых выполняется неравенство: 0 1 / T . (2.6) 44 В этих условиях решение (2.5) выражается следующим уравнением: T yn (t ) y0 x(t ) yг (t ) dt . (2.7) 0 При неизменных во времени значениях потоков x(t), yг(t) объем накопленного ПНГ будет линейно изменяться во времени: yn (t ) y0 x(t ) yг (t ) t . (2.8) Второй интервал относится к случаю, когда для больших значений коэффициента в цепи положительной обратной связи справедлива оценка: β 1/ T . (2.9) Наиболее просто аналитическое решение может быть выполнено для двух частных случаев: 1 – в случае отсутствия задержек по времени решение будет иметь вид (2.7) или (2.8); 2 – при относительно больших значениях времени задержки , больших значениях времени накопления T уравнение (2.5) может быть упрощено до следующего вида: dyn (t ) yn (t ) x(t ) yг (t ) . dt (2.10) Частным решением (2.10) при равенстве потоков x(t) = yг(t) является релаксационный процесс: yn (t ) y0 exp t ) . Третий интервал относится к (2.11) относительно большим значениям коэффициента , соответствующим глубокой положительной обратной связи. Для этого случая решение уравнения (2.5) проще всего выполнять численными методами. Полученные нами результаты компьютерного моделирования показывают, что при небольших задержках управление системы устойчивое, а при больших регулирования. задержках система переходит в режим неустойчивого 45 Выводы по главе 2 1. На основе компьютерного моделирования процесса управления накоплением газа в ПХГ разработана автоматизированная система управления с информационной обратной связью с запаздыванием управляющего воздействия. 2. 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. 3. 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. 46 3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ВЫЯВЛЕНИЮ ОСОБЕННОСТЕЙ ПЕРЕВОДА ИСТОЩЕННОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ОБЪЕКТ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА Как описано выше, накопленный опыт применения сайклинг-процесса в различных геолого-физических условиях залегания истощенной залежи в зависимости от режима первичной ее разработки, физико-химических свойств пластовых флюидов и закачиваемого агента для поддержания пластового давления потребовал уточнения научных основ создания ПХГ в истощенном НГКМ, предусматривающего возврат в пласт газа. В связи с вышесказанным целесообразно рассмотреть физико-химические процессы, происходящие в НГКМ, которые ранее не принимались во внимание и рассматривались как некоторая внешняя помеха или погрешность метода: гистерезис энергопоглощения на контакте вытесняемого и вытесняющего агентов и термодинамическая неустойчивость условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях, но которые вносят существенный вклад в уточнение технологии полного вытеснения углеводородов из областей с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью и малой нефтенасыщенной толщиной [85]. 3.1. Сайклинг-процесс как способ перевода нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения газа Особенно остро стоит вопрос о притоке конденсата в газовые скважины. В целях предотвращения вторжения конденсата в газовую зону необходимо еще в процессе разработки месторождения не допустить ретроградной конденсации Очевидно, углеводородов и закупорки что дополнительные газа и конденсата в пласте. капитальные вложения, связанные с организацией обратной закачки газа в пласт, не кажутся промышленникам целесообразными, однако в условиях Крайнего Севера на территориях, 47 отдаленных от Единой системы газоснабжения, строительство инфраструктуры по транспортировке газа представляется экономически менее эффективным, нежели переоборудование газового промысла под циклическую эксплуатацию подземного хранилища газа. Как известно, для прогноза фазовых превращений пластовой смеси и, соответственно, выбора метода воздействия на остаточный конденсат при данных термобарических условиях необходимо решение следующих вопросов: - выявление условий, при которых осуществляется полное смешивающееся вытеснение конденсата углеводородным газом; - определение условий извлечения высококипящих углеводородов в составе газовой фазы (многоконтактное испарение); - оценка изменения количества и свойств конденсата и возможностей его вытеснения (многоконтактная конденсация) [12]. Таким образом, осуществление сайклинг-процесса для перевода нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения газа считается достаточно обоснованным при условии выполнения комплекса теоретических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ. 3.2. Смешивающийся режим отбора углеводородов из НГКМ Реализация смешивающегося вытеснения конденсата различными углеводородными газами и в различных коллекторах требует уточнения механизма фильтрации неоднородности, газа явлений и конденсата ретроградной в пласте конденсации с и учетом испарения его 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 использования быть и технологически экономически простым для практического целесообразным, что представляется 48 возможным при использовании теории и практики осуществления смешивающегося режима вытеснения. Повышение эффективности создания условий полной конденсатоотдачи достигается путем смешиваемости закачиваемого газа c разрушением остаточного конденсата и 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]. 49 Комплекс включает кварцевый капилляр 1, помещенный в кювету 2 между головками 3, установленными на станине 4. 1 – 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 Рисунок 3.1 – Принципиальная схема капиллярной установки 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. 50 Объем буферной емкости высокого давления составляет 210-4 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]. 3.3. Ретроградные явления, происходящие в ПХГ при колебании давления 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]. 51 а) б) в) Рисунок 3.2 Динамика смешивания газа и конденсата при повышении давления на контакте жидкого и газообразного углеводородов до давления смешиваемости 52 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]. 3.4. Физические процессы, происходящие в пласте-коллекторе при циклической эксплуатации ПХГ Для изучения влияния времени хранения газа на вытеснение остаточных углеводородов, неоднородности а также залежи зависимости эффективности исследования проводили вытеснения на от насыпной мультикапиллярной модели ПХГ с использованием кернового материала и соблюдением пластовых условий НГКМ [89]. Установка состоит из модели ПХГ (рисунок 3.3) с возможностью помещения в нее реального кернового материала, из баллона с газом и емкости для конденсата, компрессора высокого давления, сепаратора, пробоотборника, термостата, поршневого насоса, буферной емкости и электроизмерительной, регистрирующей и регулирующей аппаратуры. Максимальное рабочее давление всего комплекса экспериментального оборудования до 50 МПа. Нагнетание газа из баллона производится компрессором до давления 20,0 МПа. Температура компрессора поддерживается постоянной с помощью термопар из расчета предотвращения выпадения конденсата из сжимаемого газа. 53 1 баллон с газом; 2 – компрессор; 3 – буферная емкость; 4 – модель пласта; 5 – регулятор скорости нагнетания; 6 – промежуточная емкость; 7 – сепаратор; 8 – пробоотборник; 9 – газовый счетчик; 10 – образцовые манометры Рисунок 3.3 – Принципиальная схема установки по исследованию вытеснения жидких углеводородов газовыми Подготовительный этап начинается заполнением модели пласта песком необходимого фракционного состава. Готовую модель пласта помещают в термостат (к примеру в водяную баню). Через модель пласта прогоняют поровый объем воды для создания первоначальной водонасыщенности, затем воду вытесняют, и опыт повторяют, заполняя модель пласта конденсатом. Затем конденсат вытесняется газом при давлении чуть выше давления насыщения газом конденсата. Так как моделируется подземное хранилище газа, отбор газа производится не постоянно, а периодически согласно критерию t.: t где L , Vt L – половина межскважинного расстояния; t – среднее время хранения газа; (3.1) 54 V – скорость фильтрации углеводородов в пласте. Примем, что = f1(V), C = f2(V), где C = (Vг – Vгр)/V0 – концентрация газа в смеси; VО – объем углеводородной смеси в пластовых условиях, м3; Vг – объем газовой части углеводородной смеси в пластовых условиях, м3; Vгр – объем растворенного газа в конденсатной части углеводородной смеси в пластовых условиях, м3; = Vвыт.к./Vп.о. – коэффициент конденсатоотдачи; Vп.о – поровый объем модели пласта, м3; Vвыт.к – безразмерный объем прокачанного газа. Погрешность исследований при определении коэффициента конденсатоотдачи и концентрации вытесняющего агента в смеси составляет 5…6 %. При определении физико-химических свойств проб конденсата и газа не имело смысла вычислять ошибки, так как погрешность самой установки вытеснения значительно выше погрешности физико-химического анализа [16]. 3.5. Исследование влияния времени хранения газа на вытеснение остаточных углеводородов В процессе подземного хранения газа в частично выработанном газоконденсатном пласте газ будет не только вытеснять конденсат к забоям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты конденсата и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения конденсата хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства конденсата и газа, технологические параметры работы ПХГ. По мере продвижения переходной зоны текущий газовый фактор растет: при прокачке одного порового объема газа в первом случае его значение достигает 2∙103 м3/т, во втором 8·103 м3/т (на примере Ярейюского НГКМ). 55 На основе проведенного комплекса компьютеризированного экспериментального исследования на модели ПХГ фазовых превращений можно заключить, что сочетание процесса вытеснения с задержкой газа и хранение увеличивают эффективность процесса смешивания и, соответственно, повышают коэффициент конденсатоотдачи, достигая значения 94 % [93]. Путем экспериментальных исследований установлено, что при подготовке объекта подземных газохранилищ в истощенном газоконденсатном месторождении осуществление многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно позволяет достигать эффекта смешиваемости газа и пластового конденсата. Для того чтобы выяснить возможные изменения условий фазовых превращений, связанных с продолжительностью хранения газа в ПХГ, необходимо экспериментально исследовать эффективность «закачки хранения отбора» в зависимости от неоднородности коллектора. Для этого необходимо рассмотреть зависимость эффективности смешивающегося вытеснения конденсата газом от проницаемости породы в идентичных термобарических условиях на однородной насыпной модели и неоднородной, составленной из кернов проницаемостями (0,4…6,6)·10-12 м2 и песка широкой фракции [86, 90]. При этом использовали модель ПХГ длиной 1,5 м и диаметром 0,024 м. При давлении, значение которого выше давления смешиваемости остаточного конденсата и закачиваемого газа, модель насыщали рекомбинированным конденсатом Ярейюского НГКМ. Результаты опытов приведены в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Результаты опытов по определению влияния неоднородности грунта на коэффициент конденсатоотдачи Порода Однород. Неоднород. Пористость, % 37 25 Проницаемость, х10-12м2 6,6 0,4 Коэффициент конденсатоотдачи, % 88 94 56 Из таблицы 3.1 видно, что эффективность вытеснения конденсата при достижении условий смешиваемости в обоих случаях высокая; кроме того, зависимость от неоднородности пористой среды незначительная, т.е. конечный коэффициент конденсатоотдачи составляет соответственно 88 и 94 % [94 97]. Таким образом, установлено, что эффективность «закачки хранения отбора» при соблюдении условий поддержания пластового давления до давления смешиваемости флюидов практически не зависит от неоднородности пласта. 3.6. Подготовка углеводородного газа в центральном пункте сбора В то же время большой интерес представляет определение остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в продуктивном пласте при осуществлении отбора водонасыщенность в режиме зависит как от смешиваемости, смачиваемости потому пород, так как и от интенсивности капиллярных процессов в пласте. Согласно клаccификации вoды в горных породах Р.И. Злочевской (1988), вода в горных породах может содержаться в трех формах: связанной, пленочной и свободной, и каждая из них вносит свой вклад в неустойчивость условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях. С целью определения остаточной водонасыщенности в исследуемом месторождении совместно с коллегами разработан способ установления количества воды различных форм в реальном керне (патент № 040845). Суть патента в том, что керн изолируют тонкой диэлектрической оболочкой, измерительную ячейку, помещают в подключенную специальную к системе емкостную нелинейного неуравновешенного моста. Ток рассогласования моста, проходящий через ячейку, при вариации величин водонасыщенности (от 0 % до 100 %) различен. Для данного метода получены и проанализированы зависимости значений электрического сигнала от водонасыщенности образцов кернового материала и установлено, что немаловажное значение имеет учет остаточной 57 водонасыщенности и других форм связанной воды в продуктивном пласте для расчета условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях [98, 99]. По исследованиям Лобановой А.Н., при формировании в искусственной газовой залежи ПХГ с естественным водонапорным режимом часть газа растворяется в пластовой воде с образованием переходной зоны, которая подстилает всю газовую залежь. Это приводит к увеличению объема газа, который не может быть рентабельно извлечен из ПХГ существующими в настоящее время методами отбора, в том числе и в процессе циклической эксплуатации [100]. Из всех методов разрушения водоконденсатных эмульсий наиболее перспективными представляются электромагнитным излучением волновые методы воздействия (ЭМИ) на водоконденсатную эмульсию. В число источников такого излучения вошли монохромные светодиодные и люминесцентные лампы белого света с трехкомпонентным red-green-blue (RGB) источником ЭМИ. Использование видимого диапазона частот, соответствующего световому излучению, для разрабатывать разрушения экологически водоконденсатной безопасные эмульсии технологии позволяет обезвоживания добываемой скважинной продукции из ПХГ в центральном пункте сбора газа. Широкому использованию видимого диапазона длин волн в нефтяной промышленности препятствует тот факт, что нефтяной конденсат абсолютно непрозрачен в видимой части оптического диапазона длин волн, в то время как газ прозрачен для электромагнитного излучения, что обосновывает применимость данного метода для обезвоживания газа в газосборных сетях ПХГ. До 99 % энергии ЭМИ поглощается в поверхностных слоях конденсата, толщиной всего несколько мкм. При необходимости более глубокие слои конденсата могут получать энергию ЭМИ через энергию переизлучения поверхностными слоями в результате их нагревания. Оптические свойства воды отличаются от оптических свойств конденсата. Коэффициент поглощения 58 ЭМИ водой минимален в видимой части оптического диапазона. В связи с этим для водонефтяной эмульсии можно ожидать, что чем меньше концентрация конденсата в водогазоконденсатной эмульсии, тем на большие глубины может проникать энергия ЭМИ видимого диапазона длин волн [101]. При создании подземного нефтегазоконденсатном существует месторождении нефтегазоводяной существования хранилища которого вместо контакт, являются газа в истощенном газоводяного естественным растворение газа и контакта следствием конденсата в подстилающей пластовой воде и образование стойких водоконденсатных эмульсий. Полученная водоконденсатная эмульсия поступает в пункт сбора и подготовки газа к транспорту. С целью эффективной подготовки водоконденсатной эмульсии НГКМ для предварительного обезвоживания на кусте скважин рекомендуется использовать малогабаритную установку перед пунктом сбора и подготовки газа, в которой будут использованы искусственные источники электромагнитного излучения в видимом диапазоне длин волн различной мощности и с различными диаграммами направленности светового излучения, контролируемого обеспечивает методом экологически электронного болометра. безопасное Данный разрушение метод отбираемой водоконденсатной эмульсии с возможностью последующей сепарации воды в пункте сбора и подготовки газа. В диссертационной работе в исследованиях использованы искусственные источники света: люминесцентный трехкомпонентный RGB источник ЭМИ с диапазоном частот (4,0…7,5)·1014 Гц и мощностью 11 Вт, светодиодные направленные излучатели мощностью около 1 Вт, а также лампа накаливания мощностью 60 Вт. Маломощность светодиодных излучателей компенсируется точной направленностью воздействия. Чтобы оценить сопоставимость доз воздействия на образцы водоконденсатной эмульсии различными источниками света, применялся электронный болометр (bolometer, от греч. bole луч и metreo измерять) тепловой приёмник электромагнитного излучения [89, 59 101]. В болометре, изобретенном американским ученым Самуэлом Пирпонтом Лэнгли (Langlay) в 1878 году, изменение температуры образца под воздействием ЭМИ регистрировалось с помощью терморезистора. Использованный в данной работе электронный болометр был реализован на основе современного низкотемпературного инфракрасного пирометра DT-8861 (Infra Red Thermometer). Величина дозы воздействия ЭМИ в относительных единицах оценивалась по изменению температуры образцов ВНЭ в процессе воздействия на них ЭМИ. Результаты воздействия электромагнитным излучением на водоконденсатную эмульсию рекомбинированного конденсата Ярейюского месторождения лабораторных условиях представлены на рисунке 3.4. а) б) Рисунок 3.4 Полученные через оптический микроскоп фотографии водоконденсатной эмульсии до (а) и после (б) воздействия трехкомпонентным RGB источником ЭМИ с диапазоном частот (4,0...7,5)∙1014 Гц в малогабаритной установке центрального пункта сбора скважинной продукции Из сравнения рисунков 3.4, а и 3.4, б видно, что основным результатом воздействия ЭМИ является коалесценция глобул воды, что позволит производить более эффективное обезвоживание скважинной продукции в центральном пункте сбора. Таким образом, в результате экспериментальных исследований в работе предложено использовать малогабаритную установку ЭМИ определенного 60 диапазона длин волн для предварительного обезвоживания пластового флюида на кусте скважин до сепаратора в центральном пункте сбора [102]. Выводы по главе 3 1. Осуществление сайклинг-процесса для перевода нефтегазоконденсатного месторождения в объект подземного хранения газа считается достаточно обоснованным при условии выполнения комплекса теоретических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ. 2. На основе установлено, что большого объема экспериментальных исследований осуществление многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно позволяет достигать эффекта смешиваемости газа и конденсата из областей с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, высокой обводненностью и малой нефтенасыщенной толщиной. 3. Установлено, что немаловажное значение имеет учет остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в продуктивном пласте для расчета условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях. 4. С целью эффективного разрушения отобранной эмульсии для рекомендуется предварительного использовать электромагнитным болометра. излучением, обезвоживания малогабаритную контролируемым на водоконденсатной кусте скважин установку воздействия методом электронного 61 4. СОЗДАНИЕ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В ИСТОЩЕННОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НА ПРИМЕРЕ ЯРЕЙЮСКОГО НГКМ В настоящее время в рассматриваемом регионе идет разработка Харьягинского месторождения, составлен и утвержден проект разработки газонефтяного месторождения Южное Хыльчую. Технология разработки нефтяного месторождения Южное Хыльчую не предусматривает возможность обратной закачки газа в пласт, т.к. это приводит к быстрому прорыву газа к забоям добывающих скважин и выходу их из эксплуатации. Использование излишков попутного газа для обеспечения населения исключено вследствие удаленности месторождения от населенных пунктов. Подача газа к ближайшему магистральному газопроводу также неэффективна, т.к. ближайший узел подключения расположен на расстоянии 120 км, а общий объем реализации газа за 6 лет не превысит 1,3 млрд м3 [103]. Вопрос о создании подземного хранилища попутного нефтяного газа в рассматриваемом районе возник в связи с необходимостью утилизации излишков попутного газа, возникающих при разработке нефтяного месторождения Южное Хыльчую. 4.1. Характеристика объекта хранения В административном отношении Ярейюское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа в 70 км к северо-западу от п. Харьягинский. Месторождение входит в состав Ярейюского нефтегазоносного района Тимано-Печорской месторождениями нефтегазоносной нефти и газа, провинции. расположенными в Ближайшими северной части Колвинского мегавала, являются Южно-Хыльчуюское, расположенное от него в 10 км к северу; Хыльчуюское, расположенное в 20 км к северу; Северо- 62 Харьягинское, расположенное в 37 км к юго-востоку; Харьягинское, расположенное в 65 км к юго-востоку (рисунок 4.1). Рисунок 4.1 – Обзорная карта северной части Тимано-Печорской провинции Ближайшей железнодорожной станцией, расположенной в 215 км к юговостоку от месторождения, является г. Усинск Республики Коми, севернее которого расположены разрабатываемые ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» Возейское, Усинское и Харьягинское нефтяные месторождения, связанные магистральными нефтепроводами диаметром 720 мм Уса Ухта и 820 мм Ухта Ярославль пропускной способностью соответственно 16,4 млн т и 20,3 млн т. Непосредственно на территории округа в его южной части с 1994 г. эксплуатируется межпромысловый нефтепровод Ардалин Харьяга диаметром 325 мм, протяженностью 65 км и пропускной способностью 4,2 млн тонн в год. На его продолжении в южном направлении функционирует вторая очередь магистрального нефтепровода Харьяга Усинск диаметром 500 мм и пропускной способностью 10 млн т в год, подключенного к магистральному нефтепроводу Ярославль Ухта. 63 В геоморфологическом отношении рельеф местности на территории месторождения представляет собой всхолмленную озерно-болотистую равнину с абсолютными отметками от плюс 50 м до плюс 110 м над уровнем моря. В географическом отношении Ярейюское месторождение находится в пределах Большеземельной тундры в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Климат района субарктический, с суровой продолжительной зимой и коротким прохладным летом с избыточным увлажнением. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 3 оС… плюс 6 оС, максимальная плюс 30 оС, минимальная минус 50 оС. Отрицательные значения температуры устанавливаются на 8…9 месяцев (до 270 дней), и наиболее низкие температуры отмечаются в январе-марте. В районе работ часты метели с ураганными ветрами. Среднегодовое количество осадков 400…450 мм. Около 60 % осадков выпадает в виде снега. Снежный покров устанавливается в начале октября, сходит в конце мая-начале июня. Толщина снежного покрова достигает 1,5…2,0 м, в низинах и оврагах 4…5 м. Наиболее интенсивное выпадение снега обычно происходит в октябре и ноябре. Продолжительность светового дня в зимний период (октябрь-январь) 4…2 часа (во второй половине декабря солнце не всходит над горизонтом), в мае-июне 18…24 часа. Отопительный сезон составляет 265 суток. Район практически не заселен. Плотность населения в Ненецком автономном округе составляет менее 10 человек на 1 км2. Коренное население ненцы, коми в основном занимается оленеводством, промысловой охотой на пушного зверя и рыболовством в прилегающих морях и озерах. Непосредственно на территории рассматриваемой площади населенных пунктов не имеется, коренное население не проживает. Ближайшим крупным населенным пунктом является г. Нарьян-Мар, расположенный на правом берегу 64 р. Печоры. Здесь имеются морской и речной порты, аэропорт, производственнотехнические базы, а также предприятия строительной индустрии и транспорта. Транспортировка грузов осуществляется морским путем на разгрузочный рейд Дресвянка, расположенный на побережье Печорского моря на расстоянии 50 км на север от Ярейюского месторождения. В зимний период времени транспортировка грузов осуществляется из города Нарьян-Мар и поселка Харьяга. Для доставки срочных грузов и обслуживающего персонала используются вертолеты. Доставка грузов в зимний период возможна после промерзания тундры гусеничным транспортом высокой проходимости «по зимнику». Водоснабжение буровых осуществляется в летнее время из ближайших притоков рек и озер, в зимнее время при их промерзании привозной водой из непромерзающих озер. Использование поверхностных водотоков на месторождении из-за малых размеров рек и озер возможно только для питьевых и бытовых нужд [103, 104]. Снабжение создаваемого хранилища электро- и тепловой энергией предусматривается осуществлять за счет утилизации попутного газа при добыче нефти из Южно-Хыльчуюского месторождения. Пермско-нижнетриасовый нефтегазоносный комплекс включает терригенные образования кунгурского яруса (рисунок 4.2). Средняя толщина составляет 745 м. Комплекс сложен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Коллекторы представлены серыми с различными оттенками разнозернистыми полимиктовыми кварцево- полевошпатовыми песчаниками и алевролитами пористостью от 13 % до 23 %, проницаемостью от долей единиц до 0,148 мкм2. Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс сложен в основном известняками, доломито-ангидритами в нижней части, алевритоглинистыми породами. Средняя толщина на Ярейюском месторождении данного комплекса составляет порядка 739 м (рисунок 4.3). Пласты-покрышки представлены однородными глинами толщиной не менее 100 м. 65 Рисунок 4.2 Геологический профиль пермско-нижнетриасовых отложений ГЛУБИНА, М ЗАЛ ЕЖЬ Я Р У С СИСТЕМА О Т Д ЕЛ Скв. 13 Скв. 32 Скв. 31 Скв. 42 Скв. 33 Скв. 4 И 1850 1800 Х Н 1800 Р Й ГЛУБИНА, М 66 Е 1850 1900 ГНК-1906 м Й 1900 Я В ГНК-1878 м А И ГНК-1929 м К 1950 ГНК-1960 м ВНК-1978 м ВНК-1998 м "P 1 a+s" У К Р С 1950 Г Й 2000 2000 ВНК-1995 м И 2050 ВНК-2046 м А Р Т И Н СК И Й Н М 2050 Ж Р 2100 А С СЕ Л Ь СК ИЙ + САКМАРСКИЙ Е П Н С РЕД Н И Й + ВЕРХ Н И Й 2250 КАМЕННОУГОЛЬНАЯ 2200 2100 2174 2163 Р1ar-I 2212 2150 И 2150 Р1ar-II 2272 3341 2200 2250 У С Л О В Н Ы Е О Б О З Н А Ч Е Н И Я 2250 Скважины линии профиля ИЗВЕСТНЯКИ Стратиграфические границы ГНК ВНК ГЛИНЫ ЗАЛЕЖИ: ГАЗА НЕФТИ Рисунок 4.3 – Геологический профиль нижнепермских отложений газоконденсатного месторождения Ярейю 66 К У С Н ВНК-1995 м 67 67 Рисунок 4.4 – Геологический профиль верхнепермско-нижнетриасовых отложений 68 Выше по разрезу в отложениях данного комплекса установлены скопления углеводородов в пластах Р2-iva, P2-V, P2-VI, P2-VIII верхнепермского возраста, Т1-I (базальный) и Т1-II – чаркабожская свита нижнего триаса (рисунки 4.2, 4.4). Триасовый потенциально нефтегазоносный терригенный комплекс литологически сложен, состоит из неравномерно переслаивающихся глин, песчаников и алевролитов. Средняя толщина комплекса составляет порядка 473 м. Пласты-покрышки представлены однородными глинами толщиной не менее 200 м [104]. Проведенный 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. Залежь Т1-II используется в качестве контрольного горизонта. Показания уровня в наблюдательной скважине данного пласта будут соответствовать уровню пьезометрической поверхности данного пласта. Повышение уровня в наблюдательной скважине будет свидетельствовать о разгерметизации, т.е. промышленной и экологической небезопасности объекта хранения. На Ярейюской площади в отложениях Верхневизейско-нижнепермского нефтегазоносного комплекса в толще ассельско-сакмарского и артинского ярусов открыты 3 газоконденсатно-нефтяные залежи P1a+s, P1ar-I и P1ar-II. Подангидритовая толща в отложениях тарусско-стешевского горизонта сложена в основном доломитами с неплохими коллекторскими свойствами (пористость до 16 %). По кровле и подошве коллекторов пласта Т1-I Ярейюская структура представляет собой почти изометричной формы поднятие практически меридионального простирания. Западное и восточное крылья несколько круче северного и южного. По типу залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная в восточной присводовой части. Наивысшая отметка в своде 69 залежи минус 1402 м. Газоводяной контакт принят на отметке минус 1484 м. Высота залежи 82 м [104]. Пласт Т1-I выбран в качестве объекта ПХГ для закачки попутного газа из ассельско-сакмарской нефтяной залежи месторождения Южное Хыльчую. Параметр пористости исследованных образцов изменяется от 6,6 % до 25,2 %, проницаемость от 0,400 до 0,066 мкм2, причем максимальные и минимальные значения проницаемости определены по керну. 4.1.1. 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]. Таблица 4.1 Состав устьевого газа по месторождению Ярейю CH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 C6H14 He Компонент Количество, % об. 1 2 85,6370 1,2104 0,5699 0,0990 0,4103 0,2585 0,3065 1,9644 0,0140 70 Окончание таблицы 4.1 Ar N2 H2 CO2 0 9,0087 0,0010 0,0700 CO 0,4500 ИТОГО Молярная масса, кг/кмоль Низшая теплота сгорания, кДж/м3 Плотность, кг/м3 Относительная плотность 100 19,43 34371,6 0,8164 0,670 4.1.2. Оценка остаточных запасов Запасы категории С1 считаются разведанными, а С2 предварительно оцененными. 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. 71 4.2. Обоснование возможности создания ПХГ в районе месторождения Ярейю 4.2.1. Обоснование герметичности кровли Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс сложен в основном известняками, доломито-ангидритами в нижней части, алевритоглинистыми 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. 4.2.2. Максимально допустимое давление в ПХГ 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]. 72 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. 4.2.3. Минимальное необходимое давление закачки 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 73 смешивающееся вытеснение конденсата углеводородным газом, основанное на взаиморастворимости вытесняемого и вытесняющего агентов [106]. 4.2.4. Математическое моделирование отбора флюидов в смешивающемся режиме 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): f i ,L f i ,Y 0, i 1, N , N xi 1 0, i 1 где (4.1) 𝑓𝑖,𝐿 , 𝑓𝑖,𝑌 летучести i-ого компонента в равновесных газовой и конденсатной фазах; 𝑥𝑖 – 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). f i ,L f i ,Y 0, i 1, N , N y i 1 0, i 1 (4.2) 74 где 𝑓𝑖,𝐿 , 𝑓𝑖,𝑌 летучести i-ого компонента в равновесных газовой и конденсатной фазах; 𝑦𝑖 – мольная доля i-ого компонента в равновесном газе. Расчет проводился методом последовательных приближений [107]. Далее рассмотрим расчет коэффициента диффузии. Коэффициент диффузии между различными газовыми компонентами, между газом и жидкостью находим по формулам: В Т 3/ 2 Dг где 1 1 М1 М 2 P r122 I D , (4.3) Dг коэффициент диффузии в газах, м2/с; В – безразмерный коэффициент; Т абсолютная температура, К; М1, М2 молекулярный вес соответственно компонентов 1 и 2; Р абсолютное давление, МПа; r12 диаметр столкновения молекул, Å; ID интеграл столкновений для диффузии (зависит от кТ/ε12) [12]. 1 1 104 В 1,0 2,46 М 1 М 2 , r12 где (r0 )1 (r0 ) 2 , 2 (4.4) (4.5) r0 = 1,18V01/3, Å; V0 мольный объем жидкости при температуре кипения в нормальных условиях, м3/моль: V0 = Vкип = М/ρж кип, где (4.6) ρж кип плотность жидкости при нормальной температуре кипения, кг/м3; ρж кип = ρкр · (1,981 + 0,422·lg Pкр), кг/м3; (4.7) 75 М молекулярный вес растворителя; ρкр критическая плотность, кг/м3; Pкр критическое давление, МПа. 12 1 2 , к к к где (4.8) ε/к = 0,77Ткр, К; ε12 энергия молекулярного взаимодействия, Дж; к постоянная Больцмана, Дж/К. Коэффициент диффузии «жидкость жидкость» находим по формуле: Dж 7,4 10 где 8Т ( Х М ) 0,5 , (ф ормула справедлива при Т 0...100 о С), V00,6 4.9 Dж коэффициент диффузии в разбавленных растворах, м2/с; μ вязкость растворителя, Пз (растворителем будет то вещество, вязкость которого из двух жидкостей меньшая); Т температура, K; Х параметр ассоциации растворителя (растворитель жидкость меньшей вязкости). Коэффициент диффузии «газ жидкость» находим по формуле: D где T 3Vж 1 Vг1/ 3 Vг 8,2 10 12 2/3 , μ вязкость растворителя, Н·с/м2 (растворитель газ); Vж мольный объем жидкости, м3/моль; (4.10) 76 Vг мольный объем газа, м3/моль. Используя все данные, представленные выше, произведем расчет давления смешиваемости с использованием компьютерной программы PVTsim (SPT Group). По результатам вычислений минимальное давление смешиваемости составляет 18,81 МПа. 4.2.5. Физическое моделирование вытеснения флюидов в смешивающемся режиме 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. Условия проведения опытов и результаты лабораторных исследований представлены в таблицах 4.2 и 4.3. Таблица 4.2 – Условия проведения опытов Плотность конденсата, кг/м3 0,724 Проницаемость пласта, мкм2 0,4-0,066 Средний диаметр пор, мкм 22,6 Соответствующий диаметр капилляра, мкм 23,0 Содержание промежуточных компонентов в газе, % масс. 13,5 Давление смешиваемости, МПа 15,6 77 Таблица 4.3 – Результаты определения давления смешиваемости на керновом материале Давление вытеснения, МПа 10 14 16 18 Коэффициент отбора конденсата, % 47 59 92 92 Обработка экспериментальных данных должна учитывать погрешности входящих в комплект установки приборов. Класс точности образцовых манометров 0,01, что соответствует приведенной погрешности прибора γ. 𝛾= ∆ 𝑃в −𝑃н 100 %. (4.11) Пределы измерения 0…30 МПа. Соответственно Pв = 30 МПа, Рн = 0 МПа. Отсюда абсолютная погрешность прибора при измерениях ∆: ∆ = 𝛾 ∙ (𝑃в − 𝑃н ) = 0,01(30 − 0) = 0,3 МПа. Учитывая, что абсолютная погрешность прибора это разность между показаниями прибора Ризм и действительными значениями измеряемого давления Рдейств, имеем: Рдейств. = (Ризм. ± 0,3) МПа. (4.12) Согласно таблице 4.3, давление смешиваемости на модели пласта было определено как 16 МПа, при дальнейшем повышении давления коэффициент конденсатоотдачи оставался неизменным и составил 92 %. С учетом погрешности метода можно сделать вывод, что давление смешиваемости на реальном керне составляет (16 ± 0,3) МПа . Использование комплекса компьютеризированного экспериментального оборудования для визуального наблюдения пластовых процессов показало давление смешиваемости равным 15,6 МПа, с учетом погрешности 15,3…15,9 МПа. Сравнение лабораторных результатов имеет достаточную сходимость. Однако, в результате математического моделирования было определено давление смешиваемости, 78 равное 18,81 МПа, что заметно отличается от действительной величины, определенной на керновом материале. Данное расхождение может быть связано с несовершенством математической модели, использованием большого количества эмпирических коэффициентов и номограмм. Таким образом, существующая математическая модель по определению давления смешиваемости не может использоваться для адекватной оценки минимального необходимого давления закачки газа в ПХГ. В режиме смешивающегося вытеснения при создании давления в пласте равным или больше давления насыщения (15,6 МПа для данных условий) существует возможность дополнительного отбора конденсата. 4.2.6. Исследование влияния времени хранения газа на характеристики хранимого флюида В процессе подземного хранения газа в частично выработанном нефтегазоконденсатном пласте газ будет не только вытеснять конденсат к забоям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты жидкого углеводорода и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения жидких углеводородов хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства газа и конденсата, технологические параметры работы ПХГ. Экспериментальные конденсатонасыщенности исследования в пласте уменьшения проведены остаточной применительно к месторождению Ярейю. Были проведены два эквивалентных опыта в идентичных термобарических условиях с использованием одних и тех же газа и конденсата. В первом опыте вход и выход модели пласта заблокировали на 48 часов, моделируя процесс хранения газа в пласте. Результаты проведенных исследований представлены на рисунках 4.5 и 4.6. На рисунке 4.5 приведены графики зависимости вытеснения конденсата от безразмерного времени закачки. коэффициента 79 Рисунок 4.5 – Результаты исследования изменения коэффициента отбора конденсата при закачке газа для вытеснения конденсата и при закачке газа с остановкой вытеснения для хранения газа в пласте Данные различия объясняются тем, что при хранении газа в пласте смешивание фаз происходит значительно сильнее, в результате чего большее количество конденсата растворяется в хранимом газе и может быть извлечено [108]. Рисунок 4.6 – Результаты исследования изменения газового фактора конденсата при хранении газа в пласте и без хранения 80 По мере продвижения границы раздела фаз к эксплуатационной скважине текущий газовый фактор растет, и при прокачке двух поровых объемов газа в первом случае его значение достигает 2∙103 м3/т, во втором 8·103 м3/т (на примере Ярейюского НГКМ). На основе проведенного комплекса компьютеризированного экспериментального исследования давления смешиваемости на модели пласта можно заключить, что сочетание процессов вытеснения и задержки газа на хранение увеличивает эффективность процесса смешивания, а соответственно, и повышает коэффициент конденсатоотдачи, достигая почти 94 %. Это позволяет в течение первых трех циклов вытеснение жидких углеводородов из областей емкостными свойствами, высокой обеспечить полное с низкими фильтрационно- обводненностью и малой конденсатонасыщенной толщиной [109]. 4.2.7. Исследование влияния неоднородности грунта на характеристики хранимого флюида Влияние неоднородности грунта на характеристики хранимого флюида оценивалось в главе 3 экспериментальными методами. Из графика зависимости коэффициента вытеснения конденсата от безразмерного времени закачки видно, что эффективность вытеснения конденсата при достижении условий смешиваемости в высокопроницаемых пропластках и в низкопроницаемых коллекторах высокая, кроме того, зависимость от неоднородности пористой среды незначительная. 4.2.8. Моделирование условий кристаллизации гидратов в скважинах Ярейюского ПХГ Создание ПХГ в действующем месторождении подразумевает наличие необходимых скважин и оборудования. Всего на месторождении пробурено 4 вертикальных скважины диаметром эксплуатационной колонны 168 мм и 81 диаметром НКТ 102 мм (рисунок 4.7). Одновременно в эксплуатации находится не более трех скважин. Рисунок 4.7 – Схема размещения проектных эксплуатационных скважин 82 Скважины размещаются в купольной части структуры, имеющей более высокие значения эффективных газонасыщенных толщин пласта. Все скважины обвязываются с УППГ (ГСП) индивидуальными шлейфами диаметром 168 мм. В соответствии c «Регламентом составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений» (1999) и «Правилами создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах (ПБ 08-621-03)» (2003) необходимо организовать систему контроля за безопасной работой хранилища, проводимой по наблюдательным и контрольным скважинам. Для системы контроля достаточно использовать 4 наблюдательные и 2 контрольные скважины. Кроме того, для сброса промышленных стоков необходимо иметь 1 поглотительную скважину. Таким образом, количество вспомогательных скважин, необходимых для эксплуатации ПХГ, составит 7 единиц [103]. В зависимости от того, находится ли значение температуры в данной точке графика выше или ниже равновесной температуры гидратообразования (рисунок 4.8), для надежного функционирования используются два приема: – поддержание температуры выше равновесной; – впрыск в ответственные точки метанола с концентрацией ингибитора, достаточной для предотвращения образования твердой фазы – кристаллогидратов. С целью определения наиболее оптимального метода предотвращения гидратообразования произведем соответствующие расчеты. Для расчетов примем следующие исходные данные: – рассматриваемая залежь Ярейюского месторождения приурочена к базальному песчаному пласту, залегающему в основании чаркобожской свиты нижнего триаса, и имеет следующие характеристики (ООО «Нарьянмарнефтегаз»): а) пластовые давление и температура 33 °С; соответственно 15,6 МПа и 83 б) глубина 1536…1546 м; в) зона ММП 0…300 м с температурой нейтрального слоя минус 10 °С; г) относительная плотность газа 0,64; – при закачке газа в нижнетриасовую залежь Ярейюского месторождения, а позже и при разработке месторождения технологическими расчетами предусматривается использование вертикальных скважин с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и НКТ диаметром 102 мм [104]. Расчёты производились с учётом следующих дополнительных исходных данных и условий: – расчётная теплоёмкость потока газа Ср = 0,94 ккал/(кг°С) (1-ый год) и 0,6 ккал/(кг°С) (23-ий год); – объёмная теплоёмкость горных пород 700 ккал/(м3 °С); – средний коэффициент теплопроводности пород данного типа ниже зоны ММП п = 3,2 ккал/(мчК); – эквивалентный коэффициент теплопроводности растеплённой среды в зоне ММП 7,3 ккал/(мчК) (для скважин Крайнего Севера); – эквивалентный (с учётом конвективной составляющей) коэффициент теплопроводности газа между НКТ и эксплуатационной колонной – 3,0 ккал/(мчК_; – теплопроводность цементного кольца – 2,5 ккал/(мчК). Таблица 4.4 Расчет устьевых температур скважин Ярейюского месторождения Глубина Минимальный отбор Максимальный отбор сважины, дебит, устьевая дебит, устьевая м тыс. м3/сут температура,°С тыс. м3/сут температура, °С 1540 314 12 489 14 84 Согласно кривой гидратообразования для очищенного закачиваемого газа (рисунок 4.8), при расчетных давлениях и температурах существует вероятность кристаллизации гидратов. Для предупреждения образования газогидратов в дозированную скважине подачу существует ингибитора необходимость гидратообразования предусмотреть в затрубное пространство скважин. Рисунок 4.8 – Кривая гидратообразования, построенная при помощи программы PVTsim (SPT Group) 4.2.9. Меры по предотвращению кристаллизации гидратов в трубопроводах от Ярейюского ПХГ до потребителя газа Рассматривая набор технологических процессов подготовки нефтяного газа в направлении «Ярейю ПХГ потребитель», необходимо принимать во внимание условия обеспечения надежного функционирования всей системы и, в основном, 28-километрового трубопровода для рециркуляции газа. 85 В зависимости от того, находится ли значение температуры выше или ниже равновесной температуры гидратообразования, для надежного функционирования системы необходимо обеспечить температуру выше равновесной. Основным процессом, обеспечивающим возможность закачки попутного нефтяного газа в продуктивный пласт месторождения Ярейю, является его компримирование от 0,6 до 16,0 МПа. Очевидно, что осуществить его в одну ступень невозможно, поэтому будет применена трехступенчатая схема компримирования с промежуточным охлаждением. Анализ температурного режима подготовки газа, добываемого и транспортируемого из ПХГ Ярейю, показывает, что ни одна из обычно применяемых технологических схем низкотемпературной рекуперативной или гликолевой осушки однофазный транспорт газа в течение дроссельной не в состоянии обеспечить всего срока эксплуатации месторождения. В связи с вышеизложенным с целью предотвращения выпадения жидкой фазы в промежуточных холодильниках и образования газогидратов перед компримированием проводятся разрушение водоконденсатной эмульсии под воздействием электромагнитного излучения в видимом диапазоне длин волн и последовательная низкотемпературная сепарация в воздушном холодильнике. Для предварительного обезвоживания скважинной продукции на кусте скважин предполагается использовать малогабаритную установку перед пунктом сбора и подготовки газа, в которой будут использованы искусственные источники электромагнитного излучения в видимом диапазоне длин волн различной мощности и с различными диаграммами направленности светового излучения, контролируемого методом электронного болометра. Данный метод обеспечивает экологически безопасное разрушение добываемой водоконденсатной эмульсии с возможностью последующей сепарации воды в пункте сбора и подготовки газа. 86 86 Условные обозначения: ВХ воздушный холодильник; С-1 – сепаратор; К – компрессор; ЭМИ малогабаритная установка электромагнитного воздействия на водоконденсатную эмульсию; АВО аппарат воздушного охлаждения Рисунок 4.9 Технологическая схема подготовки и рециркуляции нефтяного газа 87 По данным ранее проведенных исследований [102], воздействие на образцы ВНЭ контролируемой дозой ЭМИ в видимой части оптического диапазона длин волн способствует увеличению эффективности разрушения водоконденсатной эмульсии. В качестве источника излучения для малогабаритной установки предлагается использовать RGB источник белого света с частотами излучения в диапазоне (4,0…7,5)·1014 Гц. Эффективность данного вида ЭМИ более чем в два раза выше по сравнению с монохромными источниками ЭМИ видимой части оптического диапазона. Разделение воды, конденсата, газа и серы происходит в сепараторе С-1 (рисунок 4.9), затем газ для рециркуляции поступает в компрессор К. После последней ступени компримирования газ, имеющий температуру около 70 оС, целесообразно не охлаждать. В самый холодный период года температура газа в конце трубопровода составит около 27 оС, что выше температуры начала замерзания воды и температуры начала гидратообразования. Таким образом, в течение всех периодов года будет обеспечен надежный и однофазный транспорт нефтяного газа в Ярейю. Однако, в наиболее холодные дни при сильном ураганном ветре возможно понижение температуры трубопровода ниже 24 оС. На этот случай на входе в трубопровод следует предусмотреть точку ввода ингибитора (метанола) с максимальным расходом до 200 кг/сут. 4.2.10. Требования и рекомендации по системе сбора, промысловой подготовке и внутрипромысловому транспорту газа и конденсата Проектируемое ПХГ имеет площадку головных сооружений и газопровод длиной 28 км на месторождение Южное Хыльчую. На площадке головных сооружений расположены следующие объекты: – одноцеховая компрессорная станция с двумя ГПА, включая: а) установку очистки газа; б) установку охлаждения газа; в) установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа; 88 – цех сепарации и осушки газа из двух технологических линий, каждая из которых содержит сепаратор I ступени и абсорбер; – установка регенерации ДЭГ; – узел замера расхода газа; – установка регенерации метанола; – склады ГСМ, ДЭГ, метанола; – насосные станции перекачки ДЭГ и метанола; – компрессорная установка для воздуха; – аварийная дизельная электростанция; – дренажные емкости; – факельная установка (100 м от площадки КС); – котельная и другое вспомогательное оборудование; – площадка сбора и замера газа, включая средства замера и регулирования технологического расхода газа по скважинам; – оборудование энергоснабжения; – операторная. Значительным осложняющим фактором при решении проблемы утилизации попутного нефтяного газа месторождения Южное Хыльчую является наличие в нем большого количества кислых компонентов. Рассмотрим три основных варианта утилизации попутного нефтяного газа: очистка всего попутного газа, закачка чистого газа, оставшегося после использования на собственные нужды, на хранение. Утилизация отходов аминовой очистки; очистка лишь газа на собственные нужды. Утилизация неочищенного газа в смеси с хвостовыми газами; утилизация всего неочищенного газа на долговременное хранение [103]. 89 Учитывая строгие экологические требования, действующие в настоящее время в Российской Федерации, примем к рассмотрению первый вариант утилизации ПНГ, включающий: аминовую очистку от кислых компонентов всего попутного газа; производство и хранение элементарной серы на месторождении Южное Хыльчую. Комплекс установок по извлечению серы состоит из двух технологических линий производительностью 55 тыс. м 3/ч сырого газа каждая. Для очистки от серы будет использован 35 %-ный раствор диэтаноламина; использование части попутного газа на собственные нужды; закачку излишков очищенного попутного газа в газоконденсатную залежь Т1-I для временного хранения; ввод в разработку ГК залежи Т1-I в объеме, покрывающем дефицит потребности газа на собственные нужды. Такой подход к проблеме утилизации попутного нефтяного газа позволит не только решить экологические проблемы, обеспечивающие ввод в эксплуатацию месторождения Южное Хыльчую, но и в период эксплуатации временного подземного хранилища газа решить задачи опытно-промышленной эксплуатации месторождения Ярейю и внести необходимые коррективы в утвержденный проект разработки. 4.2.11. Аминовая очистка попутного нефтяного газа с получением и хранением серы Сырьем комплекса по переработке газа является попутный нефтяной газ месторождения Южное Хыльчую, состав и параметры которого приведены в таблице 4.5. Для реализации принят вариант аминовой очистки всего попутного нефтяного газа с получением и хранением серы. 90 Таблица 4.5 Состав попутного нефтяного газа месторождения Южное Хыльчую Компонент Содержание, % мольн. CH4 84,193 C2H6 0,993 C3H8 1,998 i-C4H10 0,430 n-C4H10 1,024 i-C5H12 0,362 n-C5H12 0,346 C6H14 0,335 C7+ 0,391 He 3,289 N2 1,979 CO2 2,600 H2S 2,060 ИТОГО 100 Молярная масса, кг/кмоль 19,33 Плотность, кг/м3 0,805 Блок-схема комплекса переработки попутного нефтяного газа с извлечением и хранением серы представлена на рисунке 4.10. Попутный нефтяной газ поступает на установки очистки газа от кислых компонентов под давлением 0,6 МПа и температурой 40 оС. 91 Очищенный газ Попутный газ Установка очистки газа ДЭА Кислый газ Установка производства серы Хвостовые газы Факел н.д. 91 Сера Дымовая труба Установка очистки газа ДЭА Установка производства серы Кислый газ Сера Склад длительного хранения серы Рисунок 4.10 Блок-схема комплекса установок по извлечению серы из газа 92 Комплекс установок по извлечению серы состоит из двух технологических линий производительностью 55 тыс. м3/ч газа каждая. Предполагается, что две линии могут работать десять лет, т.е. до снижения производительности по газу до величины порядка 330 млн м3/год (20 тыс. м3 на одну линию), что составляет 36 % от максимальной производительности. После десятого года работы одна технологическая линия может быть отключена, поскольку загрузка установки сырьем приблизится к минимальному уровню (30 %), что негативно скажется на ее работе. На одной оставшейся технологической линии комплекс сможет работать примерно еще 5…6 лет, т.е. 15…16 лет от начала эксплуатации до снижения производительности линии до 16,5 тыс. м3/ч. Ранее остановленные установки второй линии в период с 11-ого по 15-ый годы подвергаются реконструкции для работы с пониженной нагрузкой по газу 16 тыс. м3/ч (128 млн м3/год). И, начиная с 16-ого года эксплуатации комплекса, попутный нефтяной газ перерабатывается на этой реконструированной линии вплоть до 27 лет, т.е. до снижения нагрузки по газу до 5,1 тыс. м3/ч (40,83 млн м3/год). Начиная с 27-ого года кислый газ с установки аминовой очистки сжигается на факеле. При этом выбросы серы в атмосферу составят от 2,87 до 2,20 т/сут (от 1033 до 793 т/год). Следует отметить, что выбросы серы в атмосферу в заключительный период эксплуатации с 27-ого по 31-ый годы не превышают таковые в период максимальной загрузки комплекса попутным газом с получением элементарной серы. Для очистки газа от кислых компонентов предлагается типовая схема, предусматривающая две основные стадии: поглощение кислых компонентов диэтаноламина; регенерацию насыщенного раствора ДЭА. газа водным раствором 93 Принципиальная схема установки очистки газа от сероводорода и диоксида углерода приведена на рисунке 4.11, а величина материальных потоков установки – в таблице 4.6. Газ сепарации поступает в нижнюю часть абсорбера С01 и проходит противотоком аминовому раствору, который абсорбирует кислые компоненты из потока газа. Питание абсорбера С01 однопоточное. В верхнюю часть абсорбера подается все количество циркулирующего тонкорегенерированного раствора. Очищенный газ соответствует ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам» по содержанию сероводорода (не более 7 мг/м3) и должен направляться на установку осушки. Насыщенный кислыми газами раствор ДЭА выводится из нижней части абсорбера. Далее насыщенный раствор ДЭА, нагревшись в теплообменнике Е01 до 100 оС, подается в регенератор С02. Регенерированный раствор ДЭА с нижней части колонны С02 проходит теплообменник Е01, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения А01 до 47 оС и подается в абсорбер С01. При очистке газа с применением раствора ДЭА остаточные концентрации сероводорода и диоксида углерода в товарном газе составят не более 7 мг/м3 и до 0,3 % мольн. соответственно. В кислом газе, направляемом на производство серы методом Клауса, содержится около 40 % сероводорода. Степень извлечения серы на установках производства серы составляет до 95,8 %. Для производства серы принимается Клаус-процесс с термической и двумя каталитическими ступенями конверсии. Принципиальная схема установки производства серы представлена на рисунке 4.12, а материальные потоки приведены в таблице 4.7. 94 Кислый газ 7 Очищенный газ ВО1 2 3 АО1 94 9 5 Попутный газ С01 1 4 С02 РО1 6 ЕО1 8 Рисунок 4.11 Принципиальная технологическая схема установки очистки газа от сероводорода и диоксида углерода 95 Таблица 4.6 –Материальные потоки установки очистки газа ПАРАМЕТРЫ СH4 C2H6 C3H8 i-C4H10 n-C4H10 i-C5H12 n-C5H12 n-C6H14 C7+ N2 CO2 H2S ДЭА H2O ИТОГО 84,19 0,99 2,00 0,43 1,02 0,36 0,36 0,33 0,39 5,27 2,60 2,06 100 6 151 0,5 101 20200 7 59 0,2 115 4287 8 121 0,2 4149 101930 9 83 0,2 4149 101930 100 100 0,36 0,01 0,01 50,22 38,70 10,70 100 0,01 0,02 7,43 92,54 100 0,01 0,02 7,43 92,54 100 95 Температура, С Давление, МПа Мольный расход, кмоль/ч Массовый расход, кг/ч 1 40 0,7 2253 45162 о ПОТОК 2 3 4 5 47 47 59 99 0,7 0,7 0,7 0,2 2180 4191 4264 4264 41593 102648 106217 106217 СОСТАВ, % мольн. 87,01 0,01 0,01 1,03 2,06 0,44 1,06 0,37 0,36 0,36 0,4 5,44 0,040 0,01 1,37 1,37 0,02 1,11 1,11 7,43 7,30 7,30 1,43 92,54 90,21 90,21 100 100 100 100 96 Сероводородсодержащий кислый газ поступает на установку производства серы У351/355 с установки сероочистки. Кислый газ температурой 45 оС и давлением 1,6 МПа подогревается, проходя через пароподогреватель Т-1, до температуры 170 о С за счет использования тепла пара среднего давления (2,5 МПа, 223 оС). После пароподогревателя кислый газ поступает на сжигание в горелку реактора-генератора П-1. Туда же воздуходувкой подается подогретый в пароподогревателе Т-2 до 170 оС поток воздуха. Для подогрева потока воздуха также используется пар среднего давления, вырабатываемый в реакторе-генераторе КУ-1. Соотношение «воздух/кислый газ» поддерживается посредством автоматических регуляторов пропорционального расхода. Продукты сгорания кислого газа (технологические газы), выходящие из топки реактора-генератора, охлаждаются в котловой части КУ-1. За счет тепла, полученного при охлаждении продуктов сгорания в котловой части реакторагенератора КУ-1, вырабатывается водяной пар среднего давления. Этот пар может использоваться на приводах воздуходувок и газодувок, а также для предварительного подогрева потоков кислого газа и воздуха перед реакторомгенератором. Поток технологического газа из КУ-1 температурой около 350 о С поступает в конденсатор-генератор первой ступени КУ-2, где конденсируются пары серы, и за счет тепла технологических газов вырабатывается пар низкого давления (151 оС, 0,5 МПа). Небольшая часть кислого газа (около 2,8 %) подается в печь предварительного подогрева технологического газа П-2. Технологический газ проходит топку-подогреватель П-2, где нагревается за счет смешения с продуктами сгорания кислого газа до температуры 260 оС и поступает в конвертор первой ступени Р-1. 97 Воздух 21 Питательная вода 20 Топливный газ 0 П-4 19 18 3 КУ-4 15 Воздух СЕРА 8 Воздух Пар5.0 кгс/см2 6 1 Кислый газ 5 П-1 П-3 9 16 КУ-1 2 Т-2 Воздух СЕРА Р-2 Р-1 11 КУ-2 Т-1 17 14 П-2 4 7 Пар5.0 кгс/см2 12 10 КУ-3 СЕРА 13 Рисунок 4.12 Принципиальная технологическая схема установки производства серы 97 Пар25.0 кгс/см2 98 Таблица 4.7 – Материальные потоки установки производства серы методом Клауса (одна технологическая линия, максимальная производительность) ПАРАМЕТРЫ ПОТОК 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Температура, оС 170 170 170 223 350 151 - - 240 323,2 151 Давление, МПа 0,160 0,160 0,160 2,500 0,150 0,500 - - 0,146 0,143 0,500 Расход, кмоль/ч 115,000 95,941 3,611 - 195,447 - - 5,103 202,605 199,340 - - - - 2592 - 646 575 - - - 549 Расход, кг/ч Состав, кмоль/ч 0,414 - 0,013 - - - - - - - - C2H6 - - - - - - - - - - - C3H8 0,012 - - - - - - - - - - - 74,288 - - 74,288 - - - 78,239 78,239 - CO2 57,700 0,031 1,813 - 54,758 - - - 55,976 56,793 - H2S 44,510 - 1,398 - 14,961 - - - 15,197 3,926 - H2O 12,305 0,806 0,386 - 39,335 - - - 40,347 51,618 - Н2 - - - - 2,393 - - - 2,393 2,393 - Ar - 0,889 - - 0,889 - - - 0,936 0,936 - О2 - 19,927 - - - - - - - - - N2 98 СH4 99 СО - - - - 0,785 - - - 0,785 0,785 - CS2 - - - - 0,330 - - - 0,330 0,026 - SO2 - - - - 7,176 - - - 7,870 1,674 - S - - - - 2,294 - - - 0,257 2,931 - 99 100 Конвертор Р-1 заполнен активной окисью алюминия. Технологический газ проходит через слой катализатора сверху вниз. При этом на поверхности катализатора протекают реакции Клауса с образованием элементарной серы и гидролиза сероорганических соединений. После конвертора Р-1 газы температурой около 342 оС поступают в конденсатор-генератор КУ-3. В конденсаторе-генераторе КУ-3 происходят охлаждение технологического газа до 190 оС, конденсация серы, а также вырабатывается пар низкого давления (0,5 МПа, 151 оС). Далее технологический газ направляется в топку-подогреватель П-3, где смешивается с продуктами сгорания части кислого газа (1 %) и нагревается до температуры 216 оС. Подогретый технологический газ поступает во второй конвертор Р-2, где на поверхности катализатора происходит дальнейшее взаимодействие сероводорода с сернистым ангидридом по реакции Клауса. После конвертора Р-2 технологический газ поступает в конденсаторэкономайзер КУ-4, где поток охлаждается до 140 оС и конденсируется сера. За счет тепла технологического газа происходит подогрев питательной воды котлов КУ-1, КУ-2, КУ-3. Технологический газ после конденсатораэкономайзера КУ-4 направляется в печь П-4 [53]. 4.2.12. Потребление газа на собственные нужды Ярейюского ПХГ Количество пара, необходимого на собственные технологические нужды комплекса по переработке газа, определяется объемом потребления пара на регенерацию раствора ДЭА на установках сероочистки. Некоторое количество пара вырабатывается на установке производства серы. Так как количество пара, вырабатываемого на установке производства серы (7,57 т/ч), недостаточно для регенерации раствора ДЭА на установках сероочистки, то для выработки дополнительного количества пара требуется сооружение производственной котельной максимальной производительностью 33 т/ч пара. 101 Таким образом, пар на собственные технологические нужды вырабатывается в производственной котельной за счет сжигания топливного газа. Динамика потребления топливного газа и пара на собственные технологические нужды комплекса по переработке газа представлена в таблице 4.8. Таблица 4.8 – Динамика потребления топливного газа и пара на технологические нужды комплекса по переработке газа Топливный газ Пар, кг/ч Ресурс (потребление), м3/ч нефтяного Год потребление газа, млн пр-во выработка выработка всего котельная (очистка 3 м /год серы (пр-во серы) (котельная) газа) 1 2 3 4 5 6 7 8 1 437,072 1270,95 1173,83 97,12 3809,33 20329,85 16520,52 2 867,0231 2521,19 2328,53 192,66 7556,60 40328,49 32771,89 3 867,0116 2521,15 2328,50 192,66 7556,50 40327,95 32771,45 4 867,0231 2521,19 2328,53 192,66 7556,60 40328,49 32771,89 5 868,5606 2525,66 2332,66 193,00 7570,00 40400,00 32830,00 6 776,439 2257,78 2085,25 172,53 6767,11 36115,08 29347,97 7 590,7969 1717,96 1586,68 131,28 5149,13 27480,17 22331,04 8 472,6884 1374,51 1269,48 105,03 4119,75 21986,50 17866,76 9 389,3177 1132,08 1045,57 86,51 3393,13 18108,62 14715,50 10 326,5469 949,55 876,99 72,56 2846,04 15188,92 12342,87 11 278,2030 808,98 747,16 61,82 2424,70 12940,26 10515,56 12 234,0669 680,64 628,62 52,01 2040,03 10887,33 8847,30 13 199,7452 580,83 536,45 44,38 1740,89 9290,90 7550,00 14 166,7992 485,03 447,97 37,06 1453,75 7758,45 6304,70 15 145,5288 423,18 390,84 32,34 1268,37 6769,09 5500,72 16 127,3796 370,40 342,10 28,30 1110,19 5924,90 4814,72 102 Окончание таблицы 4.8 1 17 2 107,2819 3 311,96 4 288,12 5 23,84 6 935,02 7 4990,08 8 4055,06 18 93,7377 272,58 251,75 20,83 816,98 4360,09 3543,11 19 83,6848 243,34 224,75 18,60 729,36 3892,49 3163,13 20 76,0688 221,20 204,29 16,90 662,98 3538,24 2875,26 21 67,3501 195,85 180,88 14,97 586,99 3132,70 2545,71 22 60,4990 175,92 162,48 13,44 527,28 2814,03 2286,75 23 56,6434 164,71 152,12 12,59 493,68 2634,70 2141,02 24 48,0529 139,73 129,05 10,68 418,81 2235,12 1816,31 25 42,5642 123,77 114,31 9,46 370,97 1979,82 1608,85 26 40,8296 118,73 109,65 9,07 355,85 1899,14 1543,28 27 37,6793 109,57 101,19 8,37 328,40 1752,61 1424,21 28 36,3451 105,69 97,61 8,08 316,77 1690,55 1373,78 29 31,5838 91,84 84,82 7,02 275,27 1469,08 1193,81 30 30,5295 88,78 81,99 6,78 266,08 1420,04 1153,96 31 28,9231 84,10 77,68 6,43 252,08 1345,32 1093,24 Приведенное в таблице 4.8 «потребление» топливного газа в котельной расходуется на выработку пара, недостающего для регенерации раствора на установке сероочистки газа. С учетом наличия промышленного опыта и необходимого оборудования вариант с аминовой очисткой всего попутного нефтяного газа с получением и хранением серы является наиболее предпочтительным. Основной недостаток этого варианта – выработка труднореализуемой в настоящее время и на перспективу серы. К 31-ому году работы комплекса запас серы на складе достигнет примерно 200 тыс. т и хранение серы может потребовать дополнительных эксплуатационных затрат. 103 4.3. Математическое моделирование накопления углеводородного газа в Ярейюском ПХГ Эксплуатация Ярейюского ПХГ предполагает два различных варианта: 1. В первые шесть лет эксплуатации в Ярейюское ПХГ помимо собственного рециркулированного газа предполагается закачивать попутный нефтяной газ с месторождения Южное Хыльчую. Таким образом, в первые шесть лет объемы закачиваемого газа больше объемов потребляемого; 2. В оставшиеся годы объем поступающего в ПХГ газа будет меньше объемов потребляемого. ПХГ работает на истощение. Рекомендуется обеспечить полное вытеснение конденсата в первые годы эксплуатации ПХГ во избежание вторжения конденсата в газовую зону скважин при эксплуатации ПХГ на отбор [110]. Используя математическую модель, описанную в главе 2, определим количество накопленного углеводородного газа в ПХГ с прогнозом на 20 лет с учетом изменения притока попутного нефтяного газа с месторождения Южное Хыльчую и изменения во времени расхода газа на собственные нужды. Результаты проведенного моделирования представлены в таблице 4.9. Таблица 4.9 Математическое моделирование накопления газа в Ярейюском ПХГ с прогнозом на 20 лет Годы Величина притока, x(t), тыс. м3 Поток рециркуляции yнβ, тыс. м3 Накопленный газ, yн, тыс. м3 1 2 437072,0 Годовой расход газа на собственные нужды, Yг, тыс. м3 3 208498,9 1 4 228573,1 5 4859573 2 867023,1 445237,5 421785,6 5281359 3 867011,6 666037,6 200974,0 5482333 4 867023,1 714040,5 152982,6 5635315 5 868560,6 714157,5 154403,1 5789718 104 Окончание таблицы 4.9 6 2 776439,0 3 707143,3 7 590796,9 685011,2 5764800 8 472688,4 668018,6 5569470 9 389317,7 642671,6 5316116 10 326546,9 636893,2 5005769 11 278203,0 621210,8 4662762 12 234066,9 577848,3 4318980 13 199745,2 567226,3 3951499 14 166799,2 549708,0 3568590 15 145528,8 548088,9 3166030 16 127379,6 546707,2 2746703 17 107281,9 545177,3 2308807 18 93737,7 544145,2 1858400 19 83684,8 543379,6 1398705 20 76068,8 542799,3 931974 1 4 69295,7 5 5859014 Как следует из таблицы, из-за уменьшения притока попутного нефтяного газа с месторождения Южное Хыльчую и увеличения годового расхода на собственные нужды рециркуляция газа обратно в пласт через шесть лет эксплуатации ПХГ становится нерентабельной. Соответственно, необходимо добыть весь находящийся в пласте ценный конденсат в первые шесть лет эксплуатации. Далее, используя экспериментальные исследования на рекомбинированном углеводородном флюиде Ярейюского месторождения, определим количество конденсата, которое можно извлечь из пласта [108, 111] без остановки рециркуляции на хранение (таблица 4.10) и с остановкой (таблица 4.11). 105 Таблица 4.10 Количество конденсата, которое можно извлечь из пласта без остановки рециркуляции на хранение за 6 циклов рециркуляции газа в ПХГ Без остановки Цикл Газовый фактор (эксперим.), тыс. м3/т Отбор газа, тыс. м3 Отбор конденсата, тыс. т Накопленный отбор конденсата, тыс. т 2 3 4 5 6 8 20 35 55 78 374920 191403 148733 151645 68418 46865 9570 4249 2757 877 46865 56435 60684 63441 64319 Примечание Меньше 116 тыс. т запасов конденсата, не обеспечивает полного вытеснения Таблица 4.11 Количество конденсата, которое можно извлечь из пласта с остановкой рециркулирующего газа на хранение за 6 циклов рециркуляции газа в ПХГ С остановкой Цикл Газовый фактор (эксперим.), тыс. м3/т Отбор газа, тыс. м3 Отбор конденсата, тыс. т Накопленный отбор конденсата, тыс. т 2 3 4 5 6 2 4 14 28 42 281190 160779 142783 149078 67684 140595 40194 10198 5324 1611 140595 180790 Примечание Больше 116 тыс. т запасов конденсата, т.е. обеспечивает полное вытеснение извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов конденсата уже после 3 цикла В таблицах не указан первый цикл рециркуляции, характеризующийся тем, что отбор происходит без поддержания пластового давления на 106 истощение; весь добытый газ перепускается обратно в месторождение через нагнетательную скважину. Как следует из таблиц 4.10 и 4.11, наиболее рентабельным методом является метод рециркуляции газа с остановкой на хранение. Более того, используя данную технологию, можно добиться полного вытеснения конденсата за первые три цикла рециркуляции. 4.4. Интеллектуализация Ярейюского ПХГ Целью автоматизации ПХГ являются обеспечение безопасности его функционирования и повышение эффективности работы оборудования при снижении затрат на хранение природного газа. Для автоматизации Ярейюского ПХГ необходимо применить комплексную систему управления, подразумевающую автоматизацию всех установок подземного газохранилища. С точки зрения функционального назначения, в созданной комплексной системе можно выделить: а) три основные АСУ ТП – рециркуляции попутного газа обратно в пласт после ступенчатого компримирования, включая телемеханику кустов газовых скважин; промысловой подготовки газа для использования на хозяйственные нужды; промысловой подготовки конденсата, отобранного на месторождении; б) две операторные – рециркуляции газа и совмещенная по подготовке газа и конденсата; в) диспетчерскую ПХГ и связанную с ней систему автоматизации производственно-хозяйственной деятельности; г) систему экстренного аварийного сброса излишков газа на факел; д) АСУ пожарной безопасности; е) подсистему экологического мониторинга; ж) оборудование химической лаборатории и установку газовых анализаторов. Полнофункциональное выполнение расчетных задач, алгоритмов, обеспечение безотказного, надежного и устойчивого режима работы ПХГ обеспечиваются, во многом, за счет применения точных, стабильных датчиков 107 информации, информационно-измерительных преобразователей, исполнительных механизмов и регуляторов. Однако надежность комплексной системы управления можно обеспечить только вертикальным и горизонтальным резервированием интегрированной системы управления, в том числе необходимо создать резервные серверы и локальные компьютеры, а также предусмотреть систему локального управления при обрыве кабеля передачи данных. Очевидно, что конечным результатом является создание интеллектуального ПХГ, обеспечивающего оптимизацию режимов работы хранилища, снижение числа ошибок персонала и переход к малолюдной технологии. Применительно к Ярейюскому ПХГ возмутителем устойчивой работы комплексной системы управления является перепуск газа из добывающей скважины в нагнетательную, т.н. сайклинг-процесс. Используя математические и компьютерные методы моделирования, описанные в главе 2, оценим устойчивость регулирования системы при рециркуляции. Результаты проведенных исследований представлены на рисунках 4.13 4.18 по годам. Рисунок 4.13 Устойчивость системы с рециркуляцией газа с глубокой положительной обратной связью и при больших значениях коэффициента . Задержка по времени τ = 1 год 108 Как видно из рисунка 4.13, задержка рециркуляции для хранения соответствует устойчивому регулированию. После любого возмущения система возвращается в исходное состояние приблизительно по релаксационному закону. Рисунок 4.14 Устойчивость системы с рециркуляцией газа с глубокой положительной обратной связью и при больших значениях коэффициента . Задержка по времени τ = 2 года Как следует из рисунка 4.14, система регулируется устойчиво. После любого возмущения система возвращается в исходное состояние приблизительно по релаксационному закону. При данной задержке заметно ускоряются процесс установления системы и возврата в исходное состояние. Рисунку 4.15 соответствует устойчивое регулирование с небольшим перерегулированием. После любого возмущения система апериодически возвращается в исходное состояние. При данной задержке заметно ускоряется процесс возвращения системы в исходное состояние. 109 Рисунок 4.15 Устойчивость системы с рециркуляцией газа с глубокой положительной обратной связью и при больших значениях коэффициента . Задержка по времени τ = 3 года Рисунок 4.16 Уустойчивость системы с рециркуляцией газа с глубокой положительной обратной связью и при больших значениях коэффициента . Задержка по времени τ = 4 года 110 Данные условия соответствуют квазиустойчивому регулированию с большим перерегулированием. После любого возмущения система с затухающим колебательным процессом возвращается в исходное состояние. При данной задержке заметно замедляется процесс возвращения системы в исходное состояние. Рисунок 4.17 Устойчивость системы с рециркуляцией газа с глубокой положительной обратной связью и при больших значениях коэффициента . Задержка по времени τ = 5 лет При больших сроках хранения газа в пласте без рециркуляции возможно неустойчивое регулирование. После любого возмущения система переходит в колебательный режим. При данной задержке невозможен возврат системы в исходное состояние. 111 Рисунок 4.18 Устойчивость системы с рециркуляцией газа с глубокой положительной обратной связью и при больших значениях коэффициента . Задержка по времени τ = 6 лет Выход системы из состояния равновесия после задержки τ = 6 лет не сможет обеспечить устойчивого регулирования. После любого возмущения система переходит в колебательный процесс с нарастающей амплитудой. При данной задержке невозможен возврат системы в исходное состояние. В соответствии с проведенными исследованиями [108, 109, 111 115] рекомендуется производить рециркуляцию в первые три года подготовки подземного хранилища газа, обеспечивающую полный отбор всех извлекаемых запасов конденсата в пласте, не нарушающую устойчивость и надежность комплексной системы автоматического управления. Одним из наиболее важных аспектов интеллектуализации ПХГ является оснащение подземного хранилища газа интеллектуальными скважинами. Размещение скважин и расположение объекта ПХГ могут быть обусловлены характером распределения давления в пласте. 112 14000 12000 10000 8000 155.2 6000 1 10 11 8 4000 154.95 2000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 Рисунок 4.19 – Карта изобар на конец периода закачки попутного нефтяного газа в залежь T1-I 113 14000 12000 146.2 10000 8000 145.2 6000 1 10 144.2 11 8 4000 143.2 2000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 Рисунок 4.20 – Карта изобар на конец периода отбора попутного нефтяного газа из залежи T1-I Для моделирования автоматизации скважинных систем целесообразно использовать специально разработанную для этих целей программу Decide! от компании Schlumberger [77]. С ее помощью можно оптимизировать и осуществить прогнозное моделирование для очень сложных систем с помощью технологий искусственного интеллекта и компьютерного моделирования. 114 Использование компьютеризированной системы моделирования подземного хранилища газа позволит объединить специалистов, технологии, процессы и информацию в надежную глобальную систему уровня III, как это описано в главе 2, что снижает затраты, понижает риски и повышает эффективность эксплуатации ПХГ. За извлечение, хранение и передачу данных, а также автоматизацию задач отвечает, главным образом, центр данных искусственный интеллект, производящий анализ данных, аналитические расчеты и представляющий оператору мощный инструмент для управления ПХГ. Пример использования программы Decide! для прогнозирования распределения давления в пласте в конце периода закачки газа для создания ПХГ представлен на рисунке 4.19, а в конце периода отбора газа из ПХГ – на рисунке 4.20. Выводы по главе 4 1. Вопрос о создании подземного хранилища попутного нефтяного газа в рассматриваемом районе возник в связи необходимостью утилизации излишков попутного газа, возникающих при разработке нефтяного месторождения Южное Хыльчую. На основании проведенного анализа для создания подземного хранилища излишков попутного нефтяного газа, получаемого при разработке месторождения Южное Хыльчую, выбрана триасовая газоконденсатная залежь Т1-I нефтегазоконденсатного месторождения Ярейю. Газ из залежи T1-I месторождения Ярейю предлагается отбирать только в объеме, необходимом для покрытия собственных нужд, т.к. других потребителей в рассматриваемом регионе нет. Подача газа в другие регионы РФ невозможна из-за отсутствия в настоящее время развитой газотранспортной системы. Создание ПХГ для утилизации излишков попутного нефтяного газа позволит не только решить экологические проблемы и обеспечить ввод в 115 эксплуатацию месторождения Южное Хыльчую, но и в период эксплуатации подземного хранилища газа доразработать месторождение Ярейю посредством осуществления технологии смешивающегося вытеснения конденсата углеводородным газом. 2. Экспериментальные исследования определения давления смешиваемости проводили аналитически, на капиллярной установке и на керновом материале. Давление смешиваемости на керновом материале составляет 16 МПа. Ожидаемый коэффициент конденсатоотдачи 92 %. На капиллярной модели давление смешиваемости тех же конденсата и газа получили равным 15,6 МПа. В результате математического моделирования было определено давление смешиваемости, равное 18,8 МПа, что заметно отличается от величины, определенной на керновом материале. Данное расхождение может быть связано с несовершенством математической модели, использованием большого количества эмпирических коэффициентов и номограмм. Таким образом, существующая математическая модель не может использоваться для оценки минимального необходимого давления закачки газа в ПХГ. 3. Циклическая работа ПХГ рассматривалась без задержки газа для хранения и с задержкой. Результаты моделирования сайклинг-процесса с задержкой газа показали большую эффективность. Различия полученных результатов связаны с тем, что при хранении газа в пласте смешивание фаз происходит значительно сильнее, в результате чего большее количество конденсата растворяется в хранимом газе и может быть извлечено. Таким образом, сочетание хранения газа в ПХГ с процессом вытеснения остаточного конденсата существенно улучшает условия процесса смешивания, и повышается коэффициент конденсатоотдачи. Это позволяет в течение первых нескольких циклов значительно сократить количество остаточного конденсата в ПХГ и предотвратить вторжение конденсата в газовую зону. Полное вытеснение конденсата из НГКМ Ярейю с задержкой рециркуляции возможно через 3 полных цикла. 116 4. Также в работе рассматривалось обеспечение надежной работы имеющегося оборудования. Переход от добычи к хранению должен основываться на оптимизации системы и тщательном изучении месторождения. Для обеспечения требуемой длительности периода эксплуатации объекта ПХГ предлагается использовать трехуровневую систему интеллектуализации. 5. Математическое и компьютерное моделирование устойчивости системы управляющих воздействий прогнозирует надежность регулирования при остановке рециркуляции не более чем на три года. 117 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1 На основе компьютерного моделирования процесса управления накоплением газа в ПХГ разработана автоматизированная система управления с информационной обратной связью с учетом и без учета запаздывания управляющего воздействия. Использование комплексного системного подхода к регулированию позволит выровнять поток потребления, оптимизировать пластовые потери, повысить экологическую и промышленную безопасность и общую устойчивость функционирования подземного газохранилища. 2 Выполнен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по выявлению особенностей перевода истощенного НГКМ в ПХГ. Установлено, что немаловажное значение имеет учет остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в продуктивном пласте для расчета условий равновесия в фазовых превращениях в пластовых условиях. 3 Впервые обнаружено проявление эффекта гистерезиса при регулировании давления вытеснения от значения давления насыщения конденсата газом до 1,3…1,5 от значения гидростатического давления, что объясняется энергопоглощением в переходной зоне, несмотря на то что природные процессы в то же время отличаются инерционностью. Кроме того, установлено, что одной из причин проявления эффекта гистерезиса является наличие водоконденсатных эмульсий. 4 Установлено, что при подготовке объекта газоконденсатном месторождении ПХГ в истощенном осуществление многократно повторяющегося перехода газонефтяной смеси в ретроградную область и обратно позволяет достигать эффекта полного отбора областей с низкими фильтрационно-емкостными углеводородов из свойствами, высокой обводненностью и малой продуктивной толщиной. 5 Впервые предложено при сепарации пластового флюида в центральном пункте сбора для предварительного обезвоживания скважинной 118 продукции использовать малогабаритную установку электромагнитного излучения определенного диапазона частот. 6 Обоснованы рекомендации по созданию подземного хранилища газа в истощенном газоконденсатном месторождении на примере Ярейюского НГКМ. 119 Список сокращений и условных обозначений EFM - electronic flow measurement электронная расходометрия; SCADA - supervisory control and data acquisition система контроля и сбора данных; АСУ ТП – автоматизированные системы управления технологическими процессами; ДЭГ – диэтиленгликоль; ДЭА – диэтаноламин; ГВК – газоводяной контакт; ГИС – геодезическое исследование скважин; ГК залежь – газоконденсатная залежь; ГКЗ – газоконденсатные запасы; ГКМ – газоконденсатное месторождение; КС компрессорная станция; КВД – кривая восстановления давления; МДЭА – метилдиэтаноламин; МКД – межколонное давление; МКП – межколонное пространство; ММП многолетнемерзлые породы; НКТ – насосно-компрессорные трубы; ПГП – поверхностное газопроявление; ПК – персональный компьютер; ПНГ – попутный нефтяной газ; ПХГ - подземное хранилище газа; УППГ (ГСП) – установка предварительной подготовки газа (газосборный пункт). 120 Библиографический список использованной литературы 1. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах [Текст]: ПБ 08-621-03: утв. Госгортехнадзором России 05.06.03: ввод. в действие с 18.06.03. – СПб.: ДЕАН, 2004. – 48 с. – 2000 экз. – ISBN 5-93630-384-5. 2. Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки [Электронный ресурс]: СНиП 34-02-99: утв. Госстроем России 17.05.1999; ввод в действие с 01.07.1993. Информационно-правовой портал «Гарант» (дата обращения 20.02.2012). 3. Ямалетдинова, А. А. Особенности циклической эксплуатации ПХГ в истощенных и частично выработанных газоконденсатных месторождениях [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Г. Е. Коробков // Актуальные проблемы науки и техники: сб. научн. тр. III Междунар. научн.-практ. конф. молодых учёных. Уфа: Нефтегазовое дело, 2011. – С. 76-78. – ISBN 978-5-98755-095-3. 4. Милосердова, Л. В. Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа [Электронный ресурс]: конспект лекций по программе «Нефтегазовое дело» / Л. В. Милосердова; под ред. к.г.-м.н., доц. В.Г. Мартынова. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. – URL: http://portal6.gubkin.ru/faculty/magister_training/magistrantu/posobia/uch/index.html (дата обращения: 13.03.2012). 5. Коротаев, Ю. П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа [Текст]: учебник / Ю. П. Коротаев, А. И. Ширковский. М.: Недра, 1984. 486 с. : ил. (Высшее образование). Библиогр.: с. 480 (14 назв.). Предм. указ.: с. 481-483. 4500 экз. 6. Прищепа, О. М. Трудноизвлекаемая нефть: потенциал, состояние и возможности освоения [Текст] / О. М. Прищепа, Э. М. Халимов // Нефтегазовая вертикаль. – 2011. № 5. С. 24-30. 121 7. Волощук, Г. М. Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений [Электронный ресурс]: Некоммерческий фонд имени профессора А.В. Аксарина / Г. М. Волощук. Ухта: УГТУ, 2008. – 143 с. –URL: http://www.geokniga.org/books/2842. 8. Гуревич, Г. P. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления [Текст] / Г. Р. Гуревич, В. А. Соколов, П. Т. Шмыгля. М.: Недра, 1976. 184 с. 9. Kоротаев, Ю. П. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: учебник для вузов / Ю. П. Коротаев, С. Н. Закиров. М.: Недра, 1981. 294 с. 10. Закиров, С. Н. Новая технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин [Текст] / С. Н. Закиров, И. М. Индрупский, И. В. Рощина, Э. С. Закиров, Д. П. Аникеев // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» (www.oilgasjournal.ru). – 2010. № 1. – С. 1-10. 11. Мирзаджанзаде, А. Х. Основы технологии добычи газа [Текст] / А. Х. Мирзаджанзаде, О. Л. Кузнецов, К. С. Басниев, З. С. Алиев. – М.: Изд-во «Недра», 2003. – 880 с. – 1000 экз. – ISBN 5-247-03885-1. 12. Вяхирев, Р. И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений [Текст] / Р. И. Вяхирев, А. И. Гриценко, Р. М. Тер-Саркисов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 880 с.: ил. – 1000 экз. – ISBN 5-8365-0101-7. 13. Сайклинг-процесс: адресная льгота [Текст]: обзор аналитической службы // НТЖ «Нефтегазовая вертикаль». – 2011. № 15-16. – С. 116-120. 14. Methane Pressure-Cycling Process With Horizontal Wells for Thin Heavy-Oil Reservoirs [Теxt] / M. Dong, S. Huang, K. Hutchence // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. USA, Texas: SPE paper, 2006. No. 88500-PA. P. 154-164. 122 15. Chang, E. Y. A Numerical-Dispersion-Free Мethod for Modelling the Gas Cycling Method [Теxt] / E. Y. Chang, T. S. Lo // Society of Petroleum Engineers. – USA, Texas: SPE paper, 1991. – No. 22940. – P. 565-574. 16. Ямалетдинова, К. Ш. Разработка научных основ и способов освоения трудноизвлекаемых запасов в режиме смешивающегося вытеснения [Текст]: дис. … д-ра техн. наук: 25.00.17 / Ямалетдинова Клара Шаиховна. – Уфа, 2006. – 326 с. 17. Инструментальные методы исследования нефти [Текст]: сб. ст. / Отв. ред. Г. В. Иванов. – Новосибирск: Наука, Сиб. отд-ние, 1987. – 132 с. 18. Benham, A. L. Мiscible Fluid Displacement Prediction of Miscibility [Теxt] / A. L. Benham, W. Е. Dowden, W. J. Кunzman // Journal of Petroleum Technology – Society of Petroleum Engineers. 1966. No. 10. P. 229-237. 19. Полянский, В. Г. Влияние давления и состава газа на нефтеотдачу при вытеснении нефти газом высокого давления [Текст] / В. Г. Полянский, Н. М. Дегтярев // Сб. научн. тр. / СевКавНИПИнефть. 1970. Вып. 6. С. 47-51. 20. Glas, O. Generalized Minimum Miscibility Pressure Correlation [Текст] / O. Glas // Society of Petroleum Engineers Journal. Dec. 1985. P. 927-934. 21. Щелкачев, В. Н. Подземная гидравлика [Текст]: учебн. пособие / В. Н. Щелкачев, Б. Б. Лапук. М.: Ижевск: РХД, 2001. 735 с. ISBN 5-93972-081-1. 22. Дегтярев, Н. М. Разработка и внедрение процесса вытеснения нефти из пласта газом высокого давления [Текст] / Н. М. Дегтярев // Сб. научн. тр. / СевКавНИПИнефть. – 1968. № 5. С. 271-277. 23. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: учебник / Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев и др. – М.: Недра, 1988. – 302 с. – 6400 экз. 123 24. Праведников, Н. К. Влияние неоднородности пласта по проницаемости на процесс вытеснения нефти растворителем [Текст] / Н. К. Праведников, Н. Л. Раковский // Сб. научн. тр. / ВНИИ. М.: ВНИИ, 1962. Вып. 18. С. 48-52. 25. Гуревич, Г. Р. Аналитические методы исследования парожидкостного состояния природных углеводородных газов [Текст] / Г. Р. Гуревич, А. И. Ширковский // Обзор зарубежной литературы Сер. Добыча. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. 135 с. – ISBN 5-1163799-А. 26. Розенберг, М. Д. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа [Текст] / М. Д. Розенберг, С. А. Кундин. М.: Недра, 1976. – 332 с. 27. Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов [Текст]: матер. IV Междунар. научн. симпозиума: в 2 т.– М.: ОАО «Всеросс. нефтегаз. научно-исслед. ин-т», 2013. Т. 2. – 200 с. – ISBN 978-5-902625-34-6. 28. Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений [Текст]: учебн. пособие / С. Н. Закиров, Б. Б. Лапук; под общ. ред. Ю.П. Коротаева. М.: Недра, 1974. – 374 с. 29. Справочное руководство по проектированию эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] разработки и / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др.; под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. – 456 с. – 5500 экз. 30. Мархасин, И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта [Текст] / И. Л. Мархасин. М.: Недра, 1977. – 214 с. – 1400 экз. 31. Степанова, Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа [Текст] / Г. С. Степанова. М.: Недра, 1983. – 192 с. – 650 экз. 32. Намиот, А. Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти [Текст] / А. Ю. Намиот. М.: Недра, 1976. 183 с. 124 33. Гиматудинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта [Текст] / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. М.: Недра, 1982. 310 с. 34. Берчик, З. Д. Свойства пластовых жидкостей [Текст] / З. Д. Берчик. М.: Гостоптехиздат, 1960. 184 с. 35. Жузе, Т. П. Роль сжатых газов как растворителей [Текст] / Т. П. Жузе. М.: Недра, 1981. – 161 с. – 580 экз. 36. Манген, Н. Прогрессивные методы добычи нефти. Влияние эффектов на границе раздела фаз на нефтеотдачу. Капиллярность [Текст] / Н. Манген // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1981. С. 37-43. 37. Раковский, Н. Л. Приближенные гидродинамические расчеты линейной фильтрации взаиморастворимых жидкостей в однородной пористой среде [Текст] / Н. Л. Раковский // Сб. научн. тр. / ВНИИ. – М.: Гостоптехиздат, 1963. Вып. 15. С. 88-114. 38. Желтов, Ю. П. О перемешивании взаиморастворимых жидкостей с различными вязкостями при их движении в пористой среде [Текст] / Ю. П. Желтов // Сб. научн. тр. / ВНИИ. М.: Недра, 1964. № 24. С. 34-40. 39. Blackwell, R. J. Factors Influencing the Miscible Displacement [Тext] / R. J. Blackwell, J. R. Rayme, W. M. Terry // Journal of Petroleum Technology – Society of Petroleum Engineers. 1959. No. 1. Р. 1-8. 40. Николаевский, В. Н. Движение двух взаиморастворимых жидкостей в пористой среде [Текст] / В. Н. Николаевский, М. Д. Розенберг // Изв. АН СССР, ОТН. 1959. № 2. С. 64-69. 41. Багов, Р. А. Вопросы исследования повышения нефтеотдачи глубокозалегающих слабопроницаемых пластов [Текст]: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Багов Руслан Айсович. Грозный, 1974. 15 с. 42. Bensten, R. G. A New Displacement Capillary Pressure Model [Теxt] / R. G. Bensten, Jun Anli // Petroleum Society of Canada. 1976. No. 3 (15). P. 75-79. 125 43. Великовский, А. С. Вытеснение нефти из пласта сжиженным газом [Текст] / А. С. Великовский // Нефтяное хозяйство. 1960. № 9. С. 24-25. – ISBN 0028-2448. 44. 50 лет подземному хранению газа в России [Текст]. М.: ОАО «Газпром», 2010. 25 с. 45. Подземные ОАО хранилища «Газпром». газа [Электронный Режим ресурс] / доступа http://www.gazprom.ru/about/production/transportation/underground-storage/ (дата обращения 04.09.2013). 46. Бузинов, С. Н. Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы [Электронный ресурс] / С. Н. Бузинов. М.: ВНИИГАЗ, 2008. – 464 с. – ISBN 5-89754-049-5 . – 1 электрон., опт. диск (CD-ROM). 47. Archer, J. S. Petroleum Engineering: Principles and Practice [Теxt] / J. S. Archer, C.G. Wall. – London: Graham and Trotman Ltd., 1986. 375 p. – ISBN 0860106659. 48. Пат. 2484881 Российская Федерация, МПК В 01 D 45/12. Способ очистки газообразных веществ, газа и воздуха от механических примесей, конденсата и воды и устройство для его реализации [Текст] / Аладкин А. И.: заявитель и патентообладатель Аладкин А. И. (RU). № 2011141744/05; заявл. 17.10.2011; опубл. 20.06.2013, Бюл. № 17. – 16 с. Очистка газа от механических примесей [Электронный ресурс]. – 49. Режим доступа: http://www.sgaustin.ru/?p=31 (дата обращения 24.10.2012). 50. Шайдаков, Е. В. Очистка попутного газа от механических примесей [Текст] / Е. В. Шайдаков. Уфа: Монография, 2010. 49 с. : ил.; 20 см. - Библиогр.: с. 47-48. 100 экз. – ISBN 978-5-94920-123-7. 51. Циклическая работа хранилища [Электронный ресурс] / ЗАО «Газовые системы». Режим доступа: http://gassystems.ru (дата обращения 05.06.2012). 126 52. Гимаев, Р. Н. Газовые методы повышения нефтеотдачи [Текст]: монография / Р. Н. Гимаев, Г. А. Халиков, К. Ш. Ямалетдинова. Уфа: РИО БашГУ, 1999. 272 с. 53. Требования и рекомендации по системе сбора, промысловой подготовке и внутрипромысловому транспорту газа и конденсата. Месторождение Ярейю [Текст]: отчет о НИР / ООО «ВНИИГАЗ»; рук. Тер-Саркисов Р. М. – 2005. 80 с. – Инв. № 899/2004. 54. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: ПБ 08-624-03: утв. Госгортехнадзором 05.06.2003: ввод. в действие с 20.06.2003. – СПб.: ДЕАН, 2010. – 320 с. – 2000 экз. – ISBN 978-5-93630-662-4. 55. Ребиндер, П. А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. Избранные труды [Текст] / П. А. Ребиндер. – М.: Наука, 1979. – 384 с. – 2150 экз. Тронов, 56. В. П. Промысловая подготовка нефти [Текст] / В. П. Тронов. – Казань: Фэн, 2000. – 416 с. – 1000 экз. – ISBN 5-7544-0147-7. 57. Байков, Н. М. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды [Текст] / Н. М. Байков, Г. Н. Позднышев, Р. И. Мансуров. – М.: Недра, 1981. – 261 с. 58. Пат. 2415902 Российская Федерация, МПК7 C 10 G 33/02. Способ разрушения водонефтяной эмульсии в емкости [Текст] / Савиных А. В., Савиных Ю. А., Савченко С. Д., Овчинникова О. Е., Рубцов Н. П., Харламов К. Н., Цыганков Е. А., Цыганков Д. А.; заявитель и патентообладатель Савиных А. В. № 2009147161/04; заявл. 21.12.2009; опубл. 10.04.2011, Бюл. № 10. – 10 с.: ил. 59. Пат. 2142979 Российская Федерация, МПК6 C 10 G 33/04. Способ разрушения водонефтяных эмульсий [Текст] / Гумеров А. Г., Ильясова Е. З., Карамышев В. Г.; заявитель и патентообладатель Институт проблем транспорта энергоресурсов. № 97112346/04; заявл. 01.07.1997; опубл. 20.12.1999, Бюл. № 33. – 3с.: ил. 127 60. Пат. 2333927 Российская Федерация, МПК C 09 K 8/52, C 10 G 33/04. Состав для разрушения стойких водонефтяных высоковязких эмульсий [Текст] / Болычев В. С., Федоров Ю. В.; заявитель и патентообладатель ОАО «БЕЛКАМНЕФТЬ». № 2006123618/03; заявл. 03.07.2006; опубл. 10.01.2008, Бюл. № 26. – 6 с.: ил. 61. Медведев, В. Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсий на промыслах [Текст] / В. Ф. Медведев. М.: Недра, 1987. – 144 с. – ISBN 5-1647494. 62. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование [Текст]: учебн. пособие / Р. С. Сулейманов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков, В. В. Чеботарев, В. А. Ставицкий, О. П. Кабанов, Н. В. Пестрецов. Уфа: Нефтегазовое дело, 2007. 450 с. – 700 экз. – ISBN 978-5-98755-023-6. 63. Гоц, С. С. Когнитивная оценка применимости различных моделей воздействия электромагнитного излучения на водонефтяную эмульсию [Текст] / С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова, Б. К. Сушко // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» ИПТЭР. – 2012. – Вып. 4 (90). – С. 81-88. 64. Пат. 115401 Российская Федерация, МПК Е 21 В 28/00, Е 21 В 43/25 Устройство для длинноволнового воздействия на нефтяную залежь [Текст] / Гоц С. С., Гимаев Р. Н., Мухаметзянова А. Ф., Ямалетдинова К. Ш.; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «Башкирский государственный университет». № 2011139262; заявл. 26.09.11; опубл. 27.04.2012, Бюл. № 12. – 2 с.: ил. 65. Пат. 2338775 Российская Федерация, МПК C 10 G 33/02. Модульная СВЧ-установка для обезвоживания и обессоливания нефти [Текст] / Ильин С. Н., Бекишов Н. П., Сироткин О. Л., Захаров А. П.; заявитель и патентообладатель ООО «БИГ-96». № 2007117813/15; заявл. 15.05.2007; опубл. 20.11.2008, Бюл. № 32. – 8 с.: ил. 128 66. Jakupsstovu, S. Upscaling of Miscible Displacement Processes [Теxt] / Sigurd I Jakupsstovu, Dengen Zhou, Jairam Kamath, Lou Durlofsky, Erling H. Stenby // Proceedings of the 6th Nordic Symposium on Petrophysics (15-16 May). – Trondheim: Norwegian U. of Science and Technology, 2011. – 11 p. 67. Тронов, В. П. Деэмульсация нефти в трубопроводах [Текст] / В. П. Тронов, В. И. Грайфер, У. Г. Саттаров. – Казань: Таткнигоиздат, 1970. – 152 с. 68. Nurutdinov, A. A. Research of Environmentally Sound Application Technology of Composite Systems of Surface-active Substances for Оil Well Production Simulation [Теxt] / A. A. Nurutdinov, A. A. Yamaletdinova, K. Sh. Yamaletdinova etc. // STJ Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products. Ufa: GUP IPTER, 2013. Issue 3 (93). – P. 11-23 69. Пат. на полезную модель 118703 Российская Федерация, МПК F 16 F 9/50, F 16 F 9/10. Устройство для регулирования энергии поглощения [Текст] / Мухаметзянова А. Ф., Гоц С. С., Ямалетдинова К. Ш., Ямалетдинова А. А., Кузнецов Д. Ю.; патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Башкирский государственный университет» (БашГУ) (RU). № 2011144183/11; заявл. 02.11.2011; опубл. 27.07.2012, Бюл. № 21. 70. Мухаметзянова, А. Ф. Волновые методы воздействия на нефтяные залежи [Текст] / А. Ф. Мухаметзянова, Д. Ю. Кузнецов, А. М. Бондарук и др. // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XI Всеросс. научн.-практ. конф. 19 октября 2011 г. – Уфа, 2011. – С. 101-104. 71. Мухаметзянова, А. Ф. Исследование водонасыщенности образцов горных пород и разработка технологии повышения приемистости нефтеносного пласта [Текст]: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Мухаметзянова Алина Флоритовна. Уфа, 2012. 24 с. 129 72. Мухаметзянова, А. Ф. К вопросу о волновых методах воздействия на нефтяные залежи [Текст] / А. Ф. Мухаметзянова, А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов и др. // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. – Уфа, 2011. – С. 59-60. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-56-8. 73. Дыбленко, В. П. Волновые технологии и их использование при разработке месторождений нефти с трудноизвлекаемыми запасами [Текст] / В. П. Дыбленко и др. М.: РАЕН, 2012. 343 с.: ил. Библиогр.: с. 323-338 (211 назв.). – 400 экз. – ISBN 978-5-94515-122-2. 74. Barber, F. Optimizing Production from Reservoir to Process Plant [Теxt] / F. Barber, M. E. Shippen, S. Barua etc. // Oilfield Review. – 2007. – Book 19. – No. 4 (winter 2007-2008). – P. 18-29. 75. доступа: АСУ ТП подземных хранилищ газа [Электронный ресурс]. – Режим http://www.rsautomation.ru/index.php?page=pr12&lang=ru (дата обращения 12.05.2012). 76. Балабанов, А. А. Система поддержки принятия решения в АСУ ТП [Текст] / А. А. Балабанов, А. В. Рощин, А. П. Баринов и др. // Методы прикладной информатики в автомобильно-дорожном комплексе: cб. научн. тр. – М.: МАДИ (ГТУ), 2007. С. 65-70. 77. Браун, К. Технология интеллектуальных скважин на подземных хранилищах газа [Текст] / К. Браун, К. Чандлер, Д. Хоппер и др. // НТЖ «Нефтегазовое обозрение». – 2008. – Весна. С. 4-21. – ISSN 2157-7161. 78. Holland, J. Utilizing the Value of Continuously Measured Data [Теxt] / Jeff Holland, Christian Oberwinkler, Michael Huber, Georg Zangl // Proceedings of SPE Annual Technical Conference and Exhibition (September 26-29). – Houston: SPE рaper, 2004. – No. 90404. – 8 p. – ISBN 978-1-55563-151-2. 79. управления Пат. 2079868 Российская Федерация, МПК6 G 05 B 13/02. Система объектом с транспортным запаздыванием [Текст] / Новиков В. А., Белов М. П., Хань Ш.; заявитель и патентообладатель 130 Санкт-Петербургский государственный электротехнический университет. № 2007117813/15; заявл. 15.05.2007; опубл. 15.05.2007, Бюл. № 21. – 1 с. 80. Громов, Ю. Ю. Системы автоматического управления с запаздыванием [Текст]: учебное пособие / Ю. Ю. Громов, Н. А. Земской, А. В. Лагутин и др. – Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 2007. – 76 с. – 100 экз. – ISBN 978-5-8265-0644-8. 81. Статистические методы и обработка изображений в автоматизированных системах управления качеством [Текст] / С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова, В. А. Васильев и др. Уфа: РИО БашГУ, 2005. – 230 с. – – ISBN 5-7477-1385-Х. 82. Гоц, С. С. К вопросу о повышении достоверности обработки результатов экспериментальных исследований в оптической микроскопии [Электронный ресурс] научный журнал / С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова // Электронный «Нефтегазовое дело». – 2006. – Режим доступа: http:// www.ogbus.ru/authors/Yamaletdinova/Yamaletdinova_2.pdf. 83. Ямалетдинова, А. А. «Интеллектуализация» подземного хранилища газа как инструмент обеспечения устойчивого, безотказного и экологичного режима работы [Текст] / А. А. Ямалетдинова, А. Г. Гумеров, С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. – Уфа, 2013. – С. 299-300. 84. Yamaletdinova, A. A. Quantitative Assessment of Technological Unit Explosion in Petrochemical Production [Электронный ресурс] / A. A. Yamaletdinova, A. M. Bondaruk, M. R. Gimaev, A. F. Mukhametzyanova // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2010. – URL: http:/www.ogbus.ru/eng/authors/Bondaruk/Bondaruk_1.pdf. 85. Gimaev, R. N. The Problem of Research Phase Transitions of the First Kind [Теxt] / R. N. Gimaev, K. Sh. Yamaletdinova, A. M. Nasyrov // New Technologies in Islamic Countries: Proceedings of the International Scientific and 131 Technical Conference 27-30 June, 1999. – Almaty, 1999. – P. 23-25. – 500 экз. – ISBN 9965-405-03-4. 86. Хакимов, Р. М. Экспериментальные исследования микропроцессов на капиллярной модели двухслойной пористой среды [Текст] / Р. М. Хакимов, А. А. Ямалетдинова, К. Ш. Ямалетдинова, Д. Р. Халимов // Экологические проблемы нефтедобычи: сб. матер. Междунар. молодежной конф. 02-08 сентября 2012 г. Уфа: РИЦ БашГУ, 2012. С. 159-165. – 300 экз. – ISBN 978-5-7477-3045-8. 87. Пыхов, Д. С. Исследование фазовых превращений двухфазных смесей нефти и газа в пластовых условиях с позиции нанофизики нефти [Текст] / Д. С. Пыхов, А. А. Ямалетдинова, М. С. Судницын // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. Девятой Всеросс. научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. Уфа, 2009. С. 73-74. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-52-0. 88. Yamaletdinova, A. A. Simulation of Natural Hydrocarbon Phase Transformations in APG Re-injected Field Conditions Теxt / A. A. Yamaletdinova, D. S. Pyhov, S. S. Ghots // Labors of the Scientific Practical Conference of 8-th International Youth Oil and Gas Forum. – Almaty: KazNTU, 2011. – P. 77-78. – ISBN 978-601-228-244-3. 89. ГОСТ Р 8.563-2009. Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений [Текст]. – М.: Стандартинформ, 2010. – 20 с. 90. режима Хиразов, Э. Р. Образование микрозародышей при реализации смешивающегося вытеснения [Текст] / Э. Р. Хиразов, К. Ш. Ямалетдинова, С. С. Гоц, Р. Н. Гимаев, А. А. Ямалетдинова // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2008. Вып. 4 (74). С. 5-12. – 1000 экз. – ISSN 1998-8443. 132 91. Jutter, I. Dry Gas Injection or Underground Gas Storage [Теxt] / I. Jutter, B. Kavedzija, I. Kruljac // Proceedings of International Mining Congress and Exhibition of – Turkey-IMCET. Kemer, Antalya, 2003. 3 p. – ISBN 975-395-605-3. 92. Ямалетдинова, А. А. Исследования и анализ техногенного загрязнения почвы [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Г. Ф. Ямалетдинова, З. А. Янгуразова // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г. – Уфа, 2012. – С. 208-214. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-59-9. 93. Ямалетдинова, А. А. Особенности создания подземных хранилищ газа в истощенном месторождении [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Г. Е. Коробков // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.практ. конф. 23 мая 2012 г. – Уфа, 2012. – С. 90-94. – 500 экз. – ISBN 978-5-9000562-58-2. 94. Ямалетдинова, А. А. Underground Gas Storage Built in the Depleted [Теxt] / А. А. Ямалетдинова // Экологические Oilfields Operating Features проблемы нефтедобычи: сб. тез. Междунар. молодежной конф. 02-08 сентября 2012 г. Уфа: РИЦ БашГУ, 2012. С. 68-69. – 200 экз. – ISBN 978-5-7477-3034-2. 95. Yamaletdinova, A. A. Natural Hydrocarbons Mixtures Phase Transformations in Underground Gas Storages Built on the Basis of the Depleted Fields Cyclic Storage Operation [Теxt] / A. A. Yamaletdinova, G. E. Korobkov // Oil and Gas Horizons: Book of Abstracts of the Third International Student Scientific and Practical Conference 14-15 November 2011. – Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2011. – P. 55. – 170 экз. 96. Ямалетдинова, А. А. Моделирование фазовых природных углеводородных смесей в процессе создания эксплуатации ПХГ в истощенных месторождениях превращений и циклической [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Г. Е. Коробков // Трубопроводный транспорт 2011: 133 матер. VII Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. – С. 122. – 250 экз. – ISBN 978-5-7831-0980-5. 97. Ямалетдинова, А. А. Капиллярная конденсация компонентов газовой фазы в нефтяную при смешивающемся вытеснении Текст / А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов, С. С. Гоц // Cб. тез. Второй Междунар. студенческой научн.-практ. конф. 6-7 декабря 2010 г. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. С. 5-6. 98. Гуськов, С. А. Надежность инструмента экологически чистой доставки реагентов и энергетических импульсов в призабойную зону скважин для разрушения водонефтяной эмульсии в пластовых условиях Текст / С. А. Гуськов, Д. С. Пыхов, С. И. Пыхов, А. А. Ямалетдинова // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2012. Вып. 3 (89). С. 39-45. – 1000 экз. – ISВN 1998-8443. 99. Сушко, Б. К. Определение остаточной водонасыщенности и других форм связанной воды в материале керна Текст / Б. К. Сушко, К. Ш. Ямалетдинова, А. А. Ямалетдинова и др. // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. междунар. научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. – Уфа, 2012. – С. 60-64. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-58-2. 100. Лобанова, А. Н. Геолого-технологические условия повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа [Текст]: автореф. дис. … канд. геол.-мин. наук: 25.00.12, 25.00.17 / Лобанова Анна Николаевна. М.: 2007. 25 с. 101. Ямалетдинова, А. А. Эффективность воздействия электромагнитного излучения в видимой части оптического диапазона длин волн на водонефтяную эмульсию [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов, А. Г. Гумеров, С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, 134 нефтепродуктов и газа: матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. – Уфа, 2013. – С. 170-173. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-60-5. 102. Ямалетдинова, А. А. Исследование эффективности воздействия электромагнитного излучения в видимой части оптического диапазона длин волн на водонефтяную эмульсию [Текст] / А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов, А. Г. Гумеров, С. С. Гоц, К. Ш. Ямалетдинова // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2013. Вып. 2 (92). С. 25-34. 103. Месторождение Ярейю [Текст]: отчет о НИР / ООО «ВНИИГАЗ»; рук. Тер-Саркисов Р. М. – 2005. – 80 с. – Инв. № 899/2004. 104. Геолого-промысловая характеристика объекта хранения газа. Месторождение Ярейю [Текст]: отчет о НИР/ ООО «ВНИИГАЗ»; рук. Тер-Саркисов Р. М. – 2005. 80 с. – Инв. № 899/2004. 105. Свойства флюидов. Месторождение Ярейю [Текст]: отчет о НИР / ООО «ВНИИГАЗ»; рук. Тер-Саркисов Р. М. – 2005. 80 с. 106. Yamaletdinova, A. A. Underground Gas Storage Built in the Depleted Oilfields Operating Features [Теxt] / A. A. Yamaletdinova // International Youth Scientific Conference SPE «East Meets West» 24-27 April 2012. Krakow, 2012. – P. 36-37. 107. Брусиловский, А. И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа [Текст] / А. И. Брусиловский. – М.: Издательский дом «Грааль», 2002. 579 с. – 500 экз. – ISBN 5-94688-031-4. 108. Rogerson, A. Numerical Simulation of Miscible Displacement Processes in Porous Media Flows Under Gravity [Теxt] / A. Rogerson, E. Meiburg // Academic Journal Physics of Fluids A: Fluid Dynamics. – 1993. Vol. 5. Issue 11. – P. 26-44. – ISSN: 1070-6631. 109. Ямалетдинова, А. А. Капиллярная конденсация компонентов газовой фазы в нефтяную при смешивающемся вытеснении Текст / А. А. Ямалетдинова, Г. Е. Коробков, Д. С. Пыхов, С. С. Гоц // Проблемы и 135 методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. – Уфа, 2011. – С. 83-85. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-56-8. 110. Ямалетдинова, К. Ш. Эффект стабилизации диффузионной длины переходной зоны при смешивающемся вытеснении [Текст] / К. Ш. Ямалетдинова, Э. Р. Хиразов, А. А. Ямалетдинова и др. // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа: матер. научн.-практ. конф. 26 мая 2010 г. – Уфа, 2010. – С. 53-55. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-54-4. 111. Shukla, M. K. Miscible Displacement in Porous Media: Theoretical Evaluation [Теxt] / M. K. Shukla, S. Klepsch, W. Loiskandl // Die Bodenkultur – Journal for Land Management, Food and Environment. – Vienna, 1999. – Vol. 50/2. – P. 93-109. – ISSN 0006-5471. 112. Хакимов, Р. М. Мультикапиллярная модель пласта для исследования структуры нефтеносных горных пород [Текст] / Р. М. Хакимов, А. А. Ямалетдинова, Д. С. Пыхов и др. // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г. – Уфа, 2011. – С. 75-78. – 500 экз. – ISBN 978-5-900562-56-8. 113. Khan, G. Experimental Studies of Carbon Dioxide Injection for Enhanced oil Recovery Technique [Теxt] / Gulraiz Khan, Svetlana Rudyk, Erik Sogaard. – Esbjerg, 2009. – 72 p. 114. Хакимов, Р. М. Исследование пространственных характеристик проницаемости кернового материала в мультикапиллярной модели пласта [Текст] / Р. М. Хакимов, К. Ш. Ямалетдинова // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. научн. тр. «Монография», 2013. – Вып. 2 (7). – C. 106-111. – Уфа: ООО 136 115. Пыхов, Д. С. Методика исследования эффективности воздействия электромагнитного излучения на дисперсность водонефтяной эмульсии [Текст] / Д. С. Пыхов, К. Ш. Ямалетдинова // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. научн. тр. – Уфа: ООО «Монография», 2013. – Вып. 2 (7). – C. 119-127.
