Дослідження дифузійних і газодинамічних процесів у ПСГ при фільтрації природного газу і азоту

У вступі обгрунтована актуальність вибраної теми, сформульовані мета і завдання досліджень, їх наукова новизна і практична цінність, викладені основні наукові результати.

У першому розділі проведені статистичні дослідження основних показників ПСГ західного регіону України, так як підземні сховища газу, створені у виснажених родовищах Прикарпаття (Угерське, Опарське, Дашавське, Богородчанське і Угерсько-Більче-Волицьке) призначені для забезпечення надійності експортних поставок газу в країни Західної Європи і газопостачання Західного економічного району країни, в зв'язку з постійним зниженням видобутку газу із родовищ західних областей України.

Загальний активний об'єм газу в цих газосховищах в 1990 році склав 10, 75 млрд. м³, з них 7, 86 млрд. м³ - для забезпечення об'ємів експортних постачань (без врахування резерву нерозподіленого активного об'єму газу). Роботи по проектуванню і створенню ПСГ в Західному регіоні України ведуться з 1969 року. Поряд з приведеними технологічними особливостями, підземні сховища газу, створені в виснажених родовищах Прикарпаття, мають свої геолого-технічні особливості.

Практично всі виснажені родовища Прикарпаття приурочені до неоднорідних (як по площі так і по розрізу) колекторів. В результаті, в низькопроникних частинах покладів, утворюються так звані “застійні” зони газосховищ, які не приймають участь в роботі при циклічній експлуатації газосховищ, але які створюють потенційний підпір і які збільшують, в результаті, величину буферного об'єму газу.

Аналіз сучасного стану наукових досліджень по формуванню ПСГ в країнах Європи та США підтверджують актуальність поставленої в роботі задачі.

Метою проведеного кореляційного аналізу було встановлення тенденцій впливу основних технічних і технологічних показників створення підземних сховищ газу на їх економічні показники. Побудовані кореляційні залежності можуть бути використані з метою прогнозування тенденцій розвитку підземного зберігання газу, тенденцій впливу основних параметрів підземних сховищ на їх економічні показники. Як показує аналіз кореляційних залежностей найбільший вплив на капіталовкладення і собівартість зберігання газу має об'єм буферного газу. При цьому із збільшенням об'єму буферного газу капіталовкладення зростають, а собівартість зберігання газу зменшується. Очевидно, що заміна буферного газу азотом, який є більш дешевим з економічної точки зору приведе до зменшення капітальних затрат на створення ПСГ.

У другому розділі проведені дослідження впливу об'єму буферного газу на техніко-економічні показники ПСГ.

Об'єм буферного газу, визначений з врахуванням технологічних умов експлуатації сховища, часто не задовольняє економічним вимогам. При цьому затрати по зберіганню газу за час роботи сховища не є мінімальними. Буферний газ являє собою продукцію, яка має визначену ціну. Зрозуміло, що чим більша вартість буферного газу, тим менше його повинно бути в сховищі при інших однакових умовах.

Об'єм буферного газу, крім технологічних факторів, залежить від капітальних затрат на буріння свердловин, експлуатаційних витрат при їх роботі, вартості одиниці об'єму буферного газу і експлуатаційних витрат на його нагнітання та поновлення, капітальних затрат на будівництво компресорної станції і експлуатаційних затрат при її роботі.

Техніко-економічне визначення об'єму буферного газу в ПСГ і, залежно від нього, числа експлуатаційно-нагнітальних свердловин дається в роботах Ширковського А.І., Чарного І.А., Задори Г.І., Плотіцина А.С., Сидоренка М.В., Калиновського Ю.В., Бузинова С.Н.

Ми пропонуємо використати величину буферного об'єму газу для оптимізації режимів експлуатації газосховищ шляхом пошуку мінімуму приведених затрат на створення і експлуатацію ПСГ.

Критерієм оптимальності вважаються приведені затрати на створення і експлуатацію ПСГ. В загальному вигляді приведені затрати П рівні

П = КЕ_н + е, (1)

де К - капіталовкладення, е - експлуатаційні витрати, Е_н - нормативний коефіцієнт амортизації.

Загальні капіталовкладення можуть бути виражені у вигляді суми

К = К_б + К_с + К_гна + К_о, (2)

де К_б - затрати на буферний газ;

К_с - затрати на свердловини;

К_гна - затрати на газонагнітальні апарати;

К_о - капіталовкладення, що не залежать від об'єму буферного газу.

Експлуатаційні затрати можуть бути визначені як сума складових:

е = е_кс + е_с + е_б + е_о, (3)

де е_б, е_с, е_кс і е_о - експлуатаційні затрати, відповідно, на закачку буферного газу, на свердловини, на ДКС і такі, що не залежать від об'єму буферного газу.

Підставляючи одержані значення капіталовкладень і експлуатаційних затрат в формулу (1), одержимо приведені затрати, як функцію об'єму буферного газу. Тоді оптимальна величина об'єму буферного газу може бути визначена з рівняння

(4)

Метою розрахунку було визначення оптимальних параметрів ПСГ (об'єму буферного газу, пластового тиску в кінці відбору і числа експлуатаційних свердловин) та економічних показників (капіталовкладень, експлуатаційних та приведених затрат).

З метою апробації розробленої методики розрахунку оптимальних параметрів створюваних підземних сховищ газу проводились розрахунки для умов, що відповідають умовам Богородчанського ПСГ. Ставилась задача визначити оптимальні параметри підземного сховища газу, створюваного на базі виснаженого родовища за критерієм мінімуму приведених затрат на його створення і експлуатацію.

Як і слід було чекати, при сталій вартості буферного газу експлуатаційні затрати, як функція об'єму буферного газу, мають мінімум, який відповідає оптимальній величині відносного об'єму буферного газу. При збільшенні затрат на створення і експлуатацію експлуатаційних свердловин з 25 до 35 млн. $ мінімальні затрати на створення ПСГ зростають, а об'єм буферного газу, що їм відповідає збільшується з 18% до 20%. Мінімальний розрахунковий пластовий тиск в ПСГ на кінець періоду відбору зростає від 26, 14 ата до 29, 76 ата, число експлуатаційних свердловин при цьому зменшується з 728 до 644. Іншими словами, при зростанні вартості свердловини на 40% оптимальний об'єм буферного газу збільшується на 2%, мінімальний пластовий тиск зростає на 13, 8%, а число експлуатаційних свердловин зменшується на 11, 5%.

У третьому розділі проаналізовано світовий досвід використання інертних газів і виконано дослідження процесу змішування газів в пористому середовищі.

Газові методи підвищення нафтогазоконденсатовіддачі пластів - нагнітання в пласт вуглеводневих газів, СО₂, азоту і димових газів є достатньо ефективними технологічними процесами, які можна широко використовувати в широкому діапазоні гірничо-геологічних умов.

На даному етапі вищевказані газові методи використовуються в світовій практиці, в основному для закачки в нафтові і газоконденсатні поклади для витіснення нафти і газового конденсату шляхом багатоконтактного змішуючого витіснення при високих тисках. За рахунок впровадження цих методів нафто- і газоконденсатовіддача може зрости на 7-20%.

В 1988 році в світі здійснювалось біля 170 проектів по закачці в пласт різних газів, сумарний об'єм закачки в перерахунку на нормальні умови склав більше 100 млрд. м³, завдяки цьому видобуто біля 30 млн. т нафти.

Крім того, невуглеводневі (азот і димові) гази використовуються на ПСГ, наприклад у Франції для заміни частини буферного об'єму газосховища.

У зв'язку з високою вартістю природного газу і СО₂, на нашу думку, слід використовувати азот і димові гази. Перспективність використання азоту і димогарних газів (87% азоту і 12% СО₂) замість природного газу і СО₂ пояснюється наступними факторами:

1. Виробництво інертних газів в промислових масштабах досить доступне (у світі найбільш відпрацьоване виробництво азоту кріогенним способом із повітря, завод по виробництву азоту може бути розміщений на самому родовищі) ;

2. Азот при підвищенні тиску має меншу стискуваність, ніж СО₂ і вуглеводневі гази (відповідно в 3 і 1, 5 рази) і невисоку розчинність в пластовій воді (13 м³/м³). Тому при інших рівних умовах в пласт закачують азоту по об'єму менше, ніж СО₂ або природного газу. Завдяки низькій стискуваності безповоротні втрати азоту в пласті (залишковий, защемлений газ) і затрати на його стиснення в 2-3 рази менші ніж при використанні СО₂ і природного газу;

3. Вартість отримуваного із повітря азоту, який доставляється на родовище при високому тиску без транспортних затрат, менше вартості СО₂ і природного газу в 2-3 рази і в 4-8 разів відповідно. З врахуванням низької стискуваності азоту, загальні втрати на його закачку пласт можуть скласти 15-20% витрат на закачку СО₂ або природного газу;

4. При використанні азоту відпадає проблема корозії обладнання і охорони навколишнього середовища.

Головним недоліком використання азоту і димових газів для збільшення нафтогазоконденсатовіддачі є погіршення властивостей видобуваючого природного газу після прориву робочого агенту в експлуатаційні свердловини. В цьому випадку, як і при використанні СО₂, необхідне будівництво регенераційних установок.

В США технологія закачки інертних газів в пласт для підвищення вуглеводовіддачі пластів випробувані в 30 проектах при різних гірничо-геологічних умовах і розглядаються експертами як досить перспективні технологічні процеси. В нашій країні є об'єкти, де для підвищення вуглеводовіддачі може бути використана закачка азоту чи димових газів. Необхідно відзначити, що ця технологія придатна для більшості газових родовищ на заключній стадії розробки для витіснення залишкових запасів газу. Існують реальні умови для створення технічних засобів для реалізації цього методу. В той же час в країні немає практичного досвіду по використанню азоту і димогарних газів, немає ні техніки, ні технології, відсутня систематизована інформація про даний метод.

Першочерговою і найбільш суттєвою проблемою є проблема змішування природного газу і азоту при їх сумісній фільтрації. В залежності від інтенсивності змішування при контакті цих газів утвориться певний об'єм суміші, що призведе до незворотних втрат природного газу. Отже, в залежності від інтенсивності змішування, заміна буферного газу азотом може стати економічно невиправданою. Тому основною задачею вирішення проблеми заміни буферного газу азотом є задача про змішування газів в пористому середовищі. Задача такого плану може бути вирішена тільки на основі експериментальних досліджень, оскільки необхідно визначити коефіцієнт дифузійного перемішування газів. Одержані експериментальні дані слід адаптувати до умов реальних підземних сховищ газу і на цій основі реалізувати технологію заміни буферного газу азотом.

Нами створена експериментальна установка, за допомогою якої проводились дослідження процесу змішування газів в пористому середовищі з метою визначення коефіцієнту дифузії.

Результати проведених експериментальних досліджень дозволили одержати емпіричну залежність для визначення коефіцієнту дифузії, як функції проникливості породи, тиску і температури середовища. Для побудови вказаної емпіричної залежності використана методика раціонального планування експерименту. Незалежними параметрами вважались проникливість k, тиск P і температура T. Четвертий параметр вважався сталим C. Функцією-відгуком вважався коефіцієнт дифузії газів, чисельно визначений в результаті експериментів. Побудова статистичних залежностей функції-відгуку від параметрів проводилась на основі методу найменших квадратів на п'яти рівнях.

Загальний вид функції D = F (k, P, T) буде

D = ? k^{0, 475} p^{-0, 018} T^{0, 48}. (5)

Визначивши середнє значення коефіцієнту ? для умов досліду, одержали формулу

D = 1, 210^-14 k^{0, 475} p^{-0, 018} T^{0, 48}, м²/с. (6)

Середньоквадратична похибка складає 1, 451110^-19, а коефіцієнт варіації - 0, 0121 (1, 21%). В одержаній формулі проникливість k слід підставляти в дарсі, тиск - в МПа, температуру - в К.

Розрахунки коефіцієнта дифузії, проведені на основі одержаної формули показують, що в залежності від умов (тиску і температури) значення коефіцієнту дифузії змінюється мало. Так, при зміні температури в діапазоні 280 - 320 К значення коефіцієнту дифузії зростає на 6, 62%, а при зміні тиску від 3 до 12 МПа - зменшується на 2, 52%. Отже для конкретного продуктивного горизонту коефіцієнт дифузії слід визначати на основі середньої проникливості пористого середовища і можна вважати постійним в часі.

Крім експериментальних досліджень, проводились аналітичні розрахунки дифузійного перемішування газів в зоні контакту з метою визначення об'єму перемішування азоту і природного газу.

Середнє значення концентрації кожного з компонентів по довжині зони змішування не залежить від часу і на кожен момент часу має стале значення C_сер = 0, 5. Очевидно, що середня по довжині зони змішування концентрація може бути знайдена із співвідношення

(7)

Ми одержали формулу для довжини зони змішування L у вигляді

(8)

За результатами розрахунків, довжина суміші за період циклу відбору не перевищує 1 м, що дозволяє вважати тиск постійним по довжині суміші і залежним тільки від часу періоду відбору t. Очевидно, що з плином часу довжина зони суміші зростає. Характер залежності довжини суміші від часу визначається рівнянням (8) Закон зростання довжини суміші в часі близький до параболічного. Якщо вважати, що тиск в сховищі в період закачки зростатиме по кривій, що дзеркально відображає його зменшення в період відбору, то можна встановити, що характер зміни довжини суміші за період закачки буде ідентичний періоду відбору. Отже, за період закачки довжина зони суміші зростатиме на величину до 1 м.

Вважаючи, що концентрації кожного з компонентів на всій довжині суміші в кожен момент часу однакові і рівні 0, 5, визначили кількість природного газу і кількість азоту в суміші на кінець періоду відбору. При цьому результат отримали у відносних одиницях. Для природного газу відносну його кількість визначили по відношенню до максимальної ємності сховища, а для азоту - до об'єму буферного газу.

Відносні кількості природного газу і азоту в суміші

(9)

де R - радіус контуру продуктивного горизонту; h - потужність пласта; W - об'єм порового простору.

Для умов Богородчанського ПСГ, поровий об'єм продуктивного горизонту якого складає 30, 66 млн. м³, за залежностями (9) одержимо

V_г = 1, 310^-4; ?V_а = 2, 9610^-4.

Як визначено нами в результаті розрахунку оптимальних параметрів ПСГ, в залежності від вартості газу оптимальний об'єм буферного газу в ПСГ складає 13 - 21% від загальної ємності сховища. Якщо вважати цей газ незворотніми втратами, спрямованими на підтримання необхідного пластового тиску, то при заміні буферного газу інертним азотом ці втрати за один цикл відбору зменшаться до 0, 013%, тобто майже в 1000 разів. Крім того, слід відмітити, що суміш газу з азотом, що утворилась в пласті, можна (і доцільно) використовувати в кінці періоду відбору з метою опалення. Така суміш має меншу питому теплоту згорання, яку можна збільшити змішуючи з чистим природним газом на поверхні. Досвід використання азотованого природного газу за рубежем загальновідомий (наприклад, в Польщі).

Другий показник (?V_а) характеризує витрату азоту за один цикл відбору. Як видно з розрахунків, вони складають близько 0, 03% від об'єму закачаного азоту. Якщо для умов Богородчанського ПСГ необхідний об'єм закачки азоту (який рівний об'єму буферного газу) складає 1568 млн. м³, то щорічний об'єм його дозакачки, пов'язаний з сумішоутворенням і використанням суміші, складе 0, 464 млн. м³.

В четвертому розділі проведені дослідження газодинамічних процесів в продуктивному горизонті при витисненні буферного об'єму газу азотом. Проведені дослідження мали за мету оцінити характер змішування газів в пористому середовищі, час процесу і розподіл тисків по площі продуктивного горизонту і в часі.

Система вихідних рівнянь розв'язувалась при певних початкових і граничних умовах методом Фур'є. В результаті одержано характер розподілу тиску в області природного газу і азоту на кінець моменту часу ?t

(10)

де k - коефіцієнт п'єзопровідності пористого середовища;

a - безрозмірний коефіцієнт;

Q - загальна продуктивність при відборі чи нагнітанні активного газу;

Q_а - загальна продуктивність при нагнітанні азоту.

Змінна x міняється з кроком ?x, який знаходиться

в першому випадку (для області природного газу)

;

в другому випадку (для області азоту) l (t)

,

де N - число розбиття області (N = 10).

Для встановлення загальних закономірностей процесу витиснення буферного газу азотом з пористого середовища проводилися розрахунки на основі розробленої нами методики. Оскільки для реального продуктивного горизонту ПСГ такі закономірності прослідковуються не досить чітко завдяки впливам побічних факторів, то дані розрахунки проводились для гіпотетичного ПСГ, продуктивний горизонт якого є однорідним, має форму правильного циліндра, на контурі якого рівномірно розміщені свердловини для нагнітання азоту, а в центрі розміщена укрупнена свердловина для відбору і закачки активного газу. Об'єм продуктивного горизонту і характеристики пористого середовища вибрано ідентичними параметрам Богородчанського ПСГ.

Для проведення вказаних розрахунків розроблено програму розрахунків на алгоритмічній мові BASІC. Результати розрахунків показують, що найбільш характерною є залежність параметрів режиму від характеру роботи ПСГ. Розрахунки проводились для процесу нагнітання азоту з продуктивністю Q_а, що була сталою в часі, при різних варіантах переміщення активного газу. Розглядались варіанти роботи ПСГ, коли при нагнітанні азоту відбувається відбір активного газу з продуктивностями меншою, рівною і більшою за продуктивність закачки Q_а і при рівномірному в часі нагнітанні азоту активний газ не відбирається і не закачується; при рівномірному нагнітанні азоту через укрупнену свердловину в центрі продуктивного горизонту відбувається нагнітання активного газу з продуктивністю меншою, рівною і більшою за продуктивність нагнітання азоту.

Розроблена методика і створене комп'ютерне забезпечення дозволяють не тільки проаналізувати характер газодинамічних процесів в продуктивному горизонті ПСГ, але й розрахувати темп нагнітання азоту (при відомому темпі відбору активного газу), при якому зона контакту газів досягне заданого положення (вибою експлуатаційних свердловин в центрі покладу) на кінець періоду відбору. Може бути реалізована задача в іншій постановці: знайти розміщення зони контакту природного газу і азоту в продуктивному горизонті на заданий момент часу при відомому темпі закачки азоту і відбору активного газу. Кожна з поставлених задач може бути реалізованою на основі розробленої методики способом перебору варіантів.

Нами прораховано можливий техніко-економічний ефект при нагнітанні азоту в пласт І-ІІ горизонтів Опарського родовища.

Економічна ефективність здійснення закачки в пласт інертних газів може бути визначена як різниця між вартістю додатково видобутого газу від впровадження технології і сумою капітальних і експлуатаційних затрат на здійснення нагнітання інертних газів і відбір природного газу. Техніко-економічна частина роботи має достатньо велику похибку розрахунків, так як не враховано багато величин, що мають імовірнісний характер, такі як затрати на ремонти тощо. Але важливим було питання існування економічного ефекту від впровадження технології заміни буферного природного газу на інертний. Як показали розрахунки, економічний ефект становить від 13, 5 до 21, 7 млн. грн. в залежності від варіанту розробки. Критерієм оптимальності вважався період заміни буферного об'єму газу азотом.

ВИСНОВКИ