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 в режиме смешиваемости, потому как водонасыщенность зависит как от смачиваемости пород, так 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, помещают в специальную емкостную измерительную ячейку, подключенную к системе 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 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 волновые методы воздействия электромагнитным излучением (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 разрушения водоконденсатной эмульсии позволяет разрабатывать экологически безопасные технологии 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 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 хранилища газа в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении вместо газоводяного контакта существует нефтегазоводяной контакт, естественным следствием существования которого являются растворение газа и 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 методом электронного болометра. Данный метод обеспечивает экологически безопасное разрушение 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, 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 диапазона длин волн для предварительного обезвоживания пластового флюида на кусте скважин до сепаратора в центральном пункте сбора [102].
Выводы по главе 3
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.
На основе большого объема экспериментальных исследований установлено, что 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.
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.
С целью эффективного разрушения отобранной водоконденсатной эмульсии для предварительного обезвоживания на кусте скважин рекомендуется использовать малогабаритную установку воздействия электромагнитным излучением, контролируемым методом электронного болометра.
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 нефтегазоносной провинции. Ближайшими месторождениями нефти и газа, расположенными в северной части Колвинского мегавала, являются Южно-Хыльчуюское, расположенное от него в 10 км к северу; Хыльчуюское, расположенное в 20 км к северу; Северо-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 юго-востоку 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.
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
р. Печоры. Здесь имеются морской и речной порты, аэропорт, производственно-технические 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, алеврито-глинистыми 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.
Рисунок 4.2 Геологический профиль пермско-нижнетриасовых отложений
66
Рисунок 4.3 – Геологический профиль нижнепермских отложений газоконденсатного месторождения Ярейю
67
Рисунок 4.4 – Геологический профиль верхнепермско-нижнетриасовых отложений
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 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
Компонент
|
Количество, % об.
|
1
|
2
|
CH4
|
85,6370
|
C2H6
|
1,2104
|
C3H8
|
0,5699
|
i-C4H10
|
0,0990
|
n-C4H10
|
0,4103
|
i-C5H12
|
0,2585
|
n-C5H12
|
0,3065
|
C6H14
|
1,9644
|
He
|
0,0140
|
Окончание таблицы 4.1
Ar
|
0
|
N2
|
9,0087
|
H2
|
0,0010
|
CO2
|
0,0700
|
CO
|
0,4500
|
ИТОГО
|
100
|
Молярная масса, кг/кмоль
|
19,43
|
Низшая теплота сгорания, кДж/м3
|
34371,6
|
Плотность, кг/м3
|
0,8164
|
Относительная плотность
|
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.
|
