Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование объема извлекаемых запасов растворенного газа в связи с технологией промысловой подготовки нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование объема извлекаемых запасов растворенного газа в связи с технологией промысловой подготовки нефти"

На правах рукописи

МАРЧЕНКО АЛЕКСЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ОБЪЕМА ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА В СВЯЗИ С ТЕХНОЛОГИЕЙ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 6 МАЙ 2013

Тюмень - 2013

005058566

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук

Лапердин Алексей Николаевич

Официальные оппоненты: - Облеков Геннадий Иванович

доктор геолого-минералогических наук, ООО «НПП «Союзгазтехнология», советник генерального директора; - Кряквин Александр Борисович кандидат технических наук, Филиал ОАО ТНК-ВР Менеджмент ТНК-ВР Сибирь в г. Тюмени начальник регионального управления по недропользованию. Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»), Защита состоится 24 мая 2013 года в 11.00 часов на заседании диссертационного совета: Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 24 апреля 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Н.А. Аксенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Постановлением Правительства РФ № 7 от 8.01.2009 г. предъявлены повышенные требования к степени использования и обоснованию объема газа растворенного в нефти, извлекаемый объем которого зависит от технологии промысловой подготовки нефти. В диссертационной работе принято, что газовый фактор это объем газа, приведенный к нормальным условиям, выделившийся из единицы массы нефти при ее разгазировании. Согласно РД 39-0147035-225-88 и ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти» обычно принимается трехступенчатая схема сепарации (разгазирования нефти): давление первой ступени 0,6-1,0 МПа; второй ступени 0,25-0,30 МПа; третьей ступени 0,105 МПа, необходимая для сохранения в нефти широкой фракции легких углеводородов. Однако при разработке большинства месторождений термобарические условия промысловой подготовки скважинной продукции не соответствуют регламентированным значениям по температуре, давлению и количеству ступеней сепарации.

В работах Андреевой H.H., Валеева М.Д., Дунюшкина И.И., Жданова М.А., Кряквина А.Б., Медведского Р.И., Мищенко И.Т., Савватева Ю.Н., Тронова В.П. и других ученых показано, что на объем извлекаемого из нефти растворенного газа значительное влияние оказывают значение давления, температуры и количество ступеней сепарации. Таким образом, величина текущего газового фактора является управляемым технологическим параметром, определяющим фактический объем извлеченного из нефти растворенного газа. Вариация его величины осуществляется оптимизацией термобарических условий сепарации при обеспечении величины давления насыщенных паров (при нормальный условиях) подготовленной нефти 500 мм рт. ст. (в соответствие с ГОСТ Р 51858-2002). В этой связи необходимо всестороннее исследование влияния технологии подготовки углеводородной продукции на объем и качество извлекаемых запасов растворенного газа.

Цель работы

Повышение степени использования растворенного газа путем обоснования его извлекаемых запасов с учетом влияния технологии подготовки нефти на величину газового фактора.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов подсчета геологических и извлекаемых запасов углеводородного сырья и технологий промысловой подготовки нефти.

2. Исследование и определение факторов, влияющих на обоснование величины извлекаемых запасов растворенного газа.

3. Разработка методики учитывающей влияние термобарических условий подготовки скважинной продукции на величину извлекаемых запасов растворенного газа.

4. Промысловая апробация полученных результатов.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является система сбора и подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений, а предметом - технология подготовки нефти и снижения газового фактора на всех ступенях сепарации.

Научная новизна выполненной работы

1. Установлено, что существующие методы подсчета извлекаемых запасов растворенного газа не учитывают влияние фактической системы промысловой подготовки скважинной продукции в связи с регламентированными термобарическими условиями обоснования величины газового фактора.

2. Разработана методика обоснования извлекаемых запасов растворенного газа, которая, в отличии от известной, учитывает влияние технологических параметров (давление, температура, количество ступеней сепарации) подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений.

Практическая ценность и реализация

1. Доказано, что за счет оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов, направленной на снижение доли отгона газа при

сохранении величины давления насыщенных паров нефти на уровне 500 мм. рт. ст. возможно существенно (до 40 %) снизить извлекаемые запасы растворенного газа, что позволяет существенно уменьшить затраты на его использование в промысловых условиях.

2. С применением разработанной методики по 11 объектам месторождений Западной Сибири определены объемы извлекаемых запасов растворенного газа, которые учтены при обосновании технологии его рационального использования.

3. Установлено, что при трехступенчатой технологии сепарации наибольшее влияние на величину суммарного газового фактора оказывают температура и давление второй ступени сепарации, что позволяет изменять величину газового фактора управляя работой второй ступени.

Основные защищаемые положения

1. Величина извлекаемых запасов растворенного газа существенно зависит от сформированной технологии промысловой подготовки скважинной продукции (термобарические условия и количество ступеней сепарации), что необходимо учитывать при проектировании разработки и управлении технологическим процессом подготовки углеводородного сырья.

2. Технология снижения текущего газового фактора за счет оптимизации термобарических условий сепарации обеспечивающая величину давления насыщенных паров нефти не превышающую 500 мм.рт.ст.

3. Методика учета влияния изменения термобарических условий сепарации, на величину извлекаемых запасов растворенного газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Тема диссертации соответствует заявленной специальности, а именно, пункту 3 - «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: совещаниях и семинарах ЦКР Роснедр (г. Тюмень, 2009-2013 гг.), научно-технических советах ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт» (г. Москва, 2011-2013 гг.), заседаниях Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по У ВС (г. Тюмень, 2011-2013 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011 -2013 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 7 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 212 страницах машинописного текста, содержит 31 таблицу, 4 рисунка. Состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 70 наименований и одного приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные задачи исследований и защищаемые положения.

В первом разделе представлены результаты анализа существующих методов подсчета геологических и извлекаемых запасов углеводородного сырья. Рассмотрены существующие технологии подготовки нефти и газа на промыслах.

Подсчет запасов углеводородного сырья чаще всего производится с применением объемного метода и метода материального баланса. Весьма перспективной представляется оценка запасов, основанная на принципах

геологического и газогидродинамического моделирования, позволяющая объединить преимущества обоих методов.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах порового пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

По методу падения давления в определенных условиях можно уже при отборе 5-6 % от начальных запасов достаточно точно определить запасы нефти, газа и конденсата. Применение этого метода позволяет оценить запасы уже на стадии опытно-промышленной разработки месторождений.

Основу методов материального баланса, применяемых для подсчета запасов нефти, составляет уравнение, отражающее равенство между количеством (объемом) углеводородов (УВ), содержавшихся в залежи до начала ее разработки (QHO), и количеством УВ, извлеченных из залежи (Q„) и оставшихся в ней (Qocm), определяемое коэффициентом извлечения нефти, на любой момент разработки;

Quo = Qh + Q,„:m, = const (1)

В зависимости от степени изученности пласта и его фильтрационно-емкостных свойств, типа залежи, физико-химических свойств насыщающих флюидов, применяются различные методы подсчета запасов углеводородного сырья, каждый из которых имеет определенную погрешность и область эффективного применения.

Известно, что в пластовых условиях в нефти находятся легкие фракции углеводородов, которые, при снижении давления переходят в газообразное состояние. Их начальные балансовые запасы (Q и.г) при любом режиме разработки залежи определяются по начальным балансовым запасам нефти (Q н.н.) и начальному газосодержанию г„, определенному по пластовым пробам при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях:

Q н.г. = Qн.н- т0 (2)

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, (£? г.и.) оказывает влияние режим разработки залежи. При водонапорном и упруговодонапорном режимах разработки пластовое давление выше давления насыщения и величина газового фактора постоянна. Поэтому начальные извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, определяются только начальными извлекаемыми запасами нефти (Qn.ii.) и начальным газосодержанием:

2г.и. = 2н.и.л0 (3)

При режиме растворенного газа или режиме газовой шапки формула примет следующий вид

К ОЛРЛ/ - в„А - ъ)рка„/ - е„Л (4)

где У0 - извлекаемые запасы растворенного в нефти газа при стандартных условиях, м3; <2в - балансовые запасы нефти при стандартных условиях, м3; £)т - извлекаемые запасы нефти при стандартных условиях, м3; <2пз - не извлекаемые запасы нефти при стандартных условиях, м3; Ь0 - объемный коэффициент пластовой нефти на начальную дату разработки при давлении р0; Ь - объемный коэффициент пластовой нефти на конечную дату разработки при остаточном давлении рь г0 - средневзвешенный первоначальный газовый фактор, замеренный на трапе при 0,1 МПа, м3/м3; гк - остаточное количество газа, растворенного в нефти при остаточном давлении рь ри - остаточное давление в пласте, МПа; ак - поправка на коэффициент сжимаемости газа для давления рь/- поправка на температуру равная

<5)

При подсчете запасов растворенного газа залежей с другими (не напорными) режимами используются видоизмененная формула М.А. Жданова

(6)

где <2и1 - извлекаемые запасы нефти, т; ()и„ - извлекаемые запасы нефти при пластовых условиях, или объем порового пространства, освобожденного за счет

добычи извлекаемых запасов нефти, м3; q - остаточное количество газа на 1 т нефти при остаточном пластовом давлении, м3.

Таким образом, величина извлекаемых запасов растворенного газа для большинства месторождений Западной Сибири определяется по выражению (3), так как залежи разрабатываются при водонапорном режиме. В этой связи величина извлекаемых запасов растворенного газа напрямую зависит от «рабочего газового фактора», который, в свою очередь, определяется принятыми термобарическими условиями сепарации.

Существуют различные методы оптимизации процесса подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений, направленные на уменьшение величины отгоняемого газа и снижение содержания в нем широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). При этом изменение доли отгона газа может быть значительным, следовательно, величина извлекаемых запасов газа также изменится. Например, в работах Андреевой H.H., Магомедшерифова Н.И., Иванова С.С., Леонтьева С.А., Маринина Н.С., Савватеева Ю.Н., Савватеева Н.Ю., Фоминых О.В. и других, показано, что при оптимизации технологии подготовки нефти (количество ступеней сепарации, величина давления и температуры) возможно снижение доли отгона газа и увеличение выхода нефти. В этой связи в работе проанализированы компонентные составы потоков попутного нефтяного газа, выделившегося на первой и второй ступенях сепарации. Для расчетов использован разработанный программный продукт «Газ-сепаратор», в математическую основу которого положены известные методики расчета (Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А., Намиот А.Ю., Брусиловский А.И., Гуревич Г.Р., Лутошкин Г.С. и др.) процессов подготовки скважинной продукции.

Результаты расчетов при принятых в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (Вынгапуровское месторождение) термобарических условиях представлены в таблице 1.

Очевидно, что существующие термобарические условия сепарации не отвечают критерию оптимальности, то есть минимальному содержанию

компонентов от СН4 до С5Н]2. В этой связи для существующих аппаратов подготовки скважинной продукции проведена оптимизация процесса для снижения суммарной доли отгона путем изменения термобарических условий. Результаты расчета приведены в таблице 2.

Таблица 1 - Результаты расчета процесса сепарации (существующие

условия)

Компонент смеси Мольная доля

Первая ступень Вторая ступень

0,6 МПа (абс.), 15 °С 0,15 МПа (абс.), 15 °С

n2 (Азот) 0,0082 0,0003

со2 (Двуокись углерода) 0,0009 0,0001

СН4 (Метан) 0,6519 0,0564

С2Н6(Этан) 0,1326 0,0722

СзН8(Пропан) 0,1323 0,3028

¡-СШюО-бутан) 0,0220 0,0925

п-с4ню(п-бутан) 0,0308 0,1670

¡-СбНпО-пентан) 0,0039 0,0425

п-С5Н|2(п-пентан) 0,0033 0,0398

Остаток 0,0146 0,2270

Итого: 1,0005 1,0005

Массовая доля отгона газа 0,1907 0,2371

Суммарная доля отгона 0,4278

Таблица 2 - Результаты расчет компонентного состава попутного нефтяного газа на первой и второй ступенях сепарации ДНС - 1 (УПСВ) Вынгапуровского месторождения (мольные

доли) по второму варианту.

Компонент смеси Мольная доля

I ступень 11 ступень

0,6 МПа (абс.) 0,6 МПа(абс.) 0,6 МПа(абс.) 0,5 МПа(абс.) 0,4 МПа(абс.) 0,33 МПа(абс.)

N2 (Азот) 0,0082 0,0082 0,0082 0,0056 0,0039 0,0030

СО2 (Двуокись углерода) 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0008 0,0007

сн4 (Метан) 0,6519 0,6519 0,6519 0,5932 0,5106 0,4332

С2Нб(Этан) 0,1326 0,1326 0,1326 0,1526 0,1765 0,1934

СзН8(Пропан) 0,1323 0,1323 0,1323 0,1583 0,1958 0,2332

¡-С^ИщН-бутан) 0,0220 0,0220 0,0220 0,0265 0,0331 0,0400

п-с4ню(п-бутан) 0,0308 0,0308 0,0308 0,0371 0,0466 0,0564

¡-СбНпП-пеитан) 0,0039 0,0039 0,0039 0,0047 0,0059 0,0072

п-С5Н|2(п-пентан) 0,0033 0,0033 0,0033 0,0039 0,0050 0,0061

Остаток 0,0146 0,0146 0,0146 0,0176 0,0222 0,0272

Итого: 1,0005 1,0005 1,0005 1,0005 1,0004 1,0005

Массовая доля отгона газа 11с„г 0,1907 0,1907 0,1907 0,0027 0,0067 0,0112

Суммарная доля отгона (по вариантам) 0,1934 0,1974 0,2019

Согласно результатам расчетов по сравнению с базовым вариантом снижение извлечения газа достигает 54,8 % и соответственно, уменьшаются извлекаемые запасы газа. В этой связи на стадии подсчета и утверждения запасов углеводородов, при определении величины извлекаемых запасов растворенного газа необходимо учитывать термобарические условия и количество ступеней сепарации, которые будут реализованы на месторождении, а также возможные варианты их оптимизации.

Для объекта Юз-4 Кальчинского месторождения выполнен расчет изменения газового фактора и выхода нефти от давления сепарации при температуре 20 °С (рисунок 1). ^ зо ,-------------------------------------------------р 37,235

ГФ = 20,027Р 0169 Я2 = 0,9718

25

-Є «

І 20

15

10

(} = 0,0236Р + 37,182 Я2 =0,998

/

...... X

/

♦Газовый фактор

¡Выход нефти

0,5 1 1,5 2 2,5

Давление на первой ступени сепарации, МПа (температура 20°С)

37,23

¡- 37Д25 | о

37,22 | 37.215 Я 37,21 37,205 - 37,2 37,195 37,19 37,185 37,18

Рисунок 1 - Зависимость газового фактора на первой ступени сепарации от давления при температуре 20°С (пласт Ю3 4 Кальчинское месторождение)

При аппроксимации полученных значений методами корреляционно-регрессионного анализа установлен ряд зависимостей, приведенных на рисунке 1.

Очевидно, что с уменьшением темпа снижения давления на последовательных ступенях сепарации происходит увеличение выхода нефти и снижение доли отгона газа. Аналогичные зависимости представлены в трудах многих отечественных специалистов, поэтому в работе они не рассматриваются.

Зависимость доли отгона от термобарических условий и количества ступеней сепарации индивидуальна для каждой нефти и определяется её компонентным составом.

Во втором разделе представлены результаты обоснования извлекаемых запасов растворенного газа по месторождениям Западной Сибири (Новогоднее, Фестивальное, Северо-Конитлорское, Приобское и Кальчинское).

Так как на этапе первичного проектирования разработки и обустройства месторождения достаточно сложно проектировать параметры системы подготовки нефти, что связано с дефицитом информации представленной в подсчете запасов, то на последующих стадиях разработки месторождений, параметры работы промысловых систем обычно не соответствуют тем, которые были заложены в подсчет запасов. В этой связи возникают значительные погрешности в определении извлекаемых запасов растворенного газа.

В таблице 3 представлены результаты подсчета запасов растворенного газа Новогоднего месторождения (Тюменская тематическая экспедиция концерна «Тюменьгеология», 1991 г.). По объектам БВ3' и БВз° величина газового фактора определялась расчетным путем, что связано с отсутствием данных об исследованиях глубинных проб нефти. По остальным объектам подсчетные параметры приняты по результатам лабораторных исследований. Можно заметить, что в пределах месторождения наблюдается значительный разброс величины газового фактора по пластам, определяющийся условиями образования залежей.

Аналогичный анализ проведен по конкретным пластам других месторождений. В таблице 4 представлены данные по пластам с различными

величинами газового фактора, который определялся как по результатам лабораторных исследований, так и расчетным путем.

Таблица 3 - Результаты подсчета запасов растворенного в нефти газа Новогоднего месторождения

Объекты Извлекаемые запасы нефти на государственном балансе (В+Сц , тыс. т Газовый фактор, м3/т Извлекаемые запасы растворенного газа, млн. м3

БВз" 106 114 12,084

БВз' 6917 114 788,538

ю,' 49334 469 23137,646

Ю, 4860 372 1807,92

Всего по месторождению 66895 25791,25

Таблица 4 - Результаты подсчета запасов извлекаемых запасов

растворенного в нефти газа

№ п/п Объекты Извлекаемые запасы нефти на государственном балансе (В+С|), тыс. т Принятый при подсчете запасов газовый фактор, м3/т Извлекаемые запасы растворенного газа, млн. м3

1 БВз° Новогоднее 106 114 12,08

2 БВз1 Новогоднее 6917 114 788,54

3 Юі1 Новогоднее 49334 469 23137,65

4 Юг Новогоднее 4860 372 1807,92

5 ЮіФестивальное 17393 276,8 4814,38

6 БСю°Северо-Конитлорское 190 59 11,21

7 БСю2 Северо-Конитлорское 1539 49 75,41

8 ЮСо2 Северо-Конитлорское 250 70 17,5

9 Ач2 Северо-Конитлорское 511 70 35,77

10 АСі22 Приобское 238136 49,3 11740,11

11 Юз Кальчинское 20 74,56 1,49

Исходя из имеющихся материалов по подсчету запасов, представленных в

диссертации, в большинстве случаев его величина определялась по данным разгазирования глубинных проб нефти согласно РД. Однако действующие системы подготовки нефти на представленных месторождениях работают при термобарических условиях сепарации, отличных от тех, что были приняты при

подсчете запасов. Таким образом, можно констатировать, что имеется потенциал для оптимизации условий сепарации с целью снижения извлекаемых запасов растворенного газа и соответствующего увеличения выхода нефти.

В третьем разделе приведены результаты оптимизации процесса подготовки нефти и пересчета извлекаемых запасов растворенного газа с учетом условий сепарации и конкретного состава углеводородного сырья

Расчет процесса сепарации нефти от газа проводится по известным зависимостям, переход от мольных долей к массовым долям и объемным проводится методом материального баланса.

Для определения компонентного состава образовавшейся газовой фазы используется уравнение (Скобло А.И. и др.):

где г] - мольная доля ¡-го компонента в исходной эмульсии; N - мольная доля отгона, К,- константа фазового равновесия (в нашем случае рассчитывалась по уравнению Редлиха-Квонга).

Методом итераций определяется такая величина N , при которой выполняется условие:

1>;=1 (8)

1=1

Поскольку ^у, =1, то из уравнения (7) получим:

=1 (9)

Таким образом, рассчитываются компонентные составы паровой и жидкой фазы на каждой из ступеней сепарации.

Для оптимизации процесса сепарации выбрана минимальная мольная доля отгона, так как от неё зависит газовый фактор, рассчитываемый по уравнению материального баланса. Для расчетов были выбраны несколько

вариантов термобарических условий (таблица 5) в диапазоне возможного регулирования режимов работы сепараторов.

Таблица 5 - Варианты термобарических условий сепарации

Термобарические условия Базовый вариант Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5

I ступень

1,°С 20 20 | 30 20 25 40

Р, МПа 0,7 0,2 1 0,8 0,6 0,8 0,3

II ступень

1,°С 20 30 30 20 25 40

Р, МПа 0,4 0,2 0,5 0,4 0,5 0,2

III ступень

і, °С 20 30 30 20 25 40

Р, МПа 0,1 0,1 0,2 0,2 0,4 0,1

Пример расчета для объекта Ю| Фестивального месторождения приведен в таблицах 6-9.

Таблица 6 - Результаты расчета компонентного состава первой ступени сепарации (базовый вариант)

Компонент смеси г Мі К, м>= 99,76 X, Міс м{ М," я;

N2 0,34 28 262,535 0,0034 0,00 9,57 9,57 0,00 100,00

со2 0,04 44 105,969 0,0004 0,00 1,76 1,76 0,00 100,00

сн4 50,90 16 116,127 0,5102 0,55 816,58 816,57 0,02 100,00

с2н6 16,80 30 18,391 0,1684 1,16 505,17 505,11 0,07 99,99

С3Н8( 11,82 44 4,104 0,1184 3,64 521,23 520,92 0,31 99,94

1-с4н10 3,14 58 1,964 0,0314 2,02 182,51 182,28 0,22 99,88

п-с4н10 5,71 58 1,391 0,0571 5,18 331,88 331,31 0,57 99,83

¡-С5н12) 2,10 72 0,376 0,0209 7,02 151,52 150,55 0,96 99,36

П-С5Н|2 5,57 72 0,278 0,0554 25,17 401,88 398,42 3,45 99,14

Остаток 3,58 86 0,080 0,0348 55,25 308,51 299,46 9,05 97,06

Итого: 100,00 509 - 1,0000 100,00 3230,60 3215,95 14,66 99,55

Рассмотрим результаты оптимизации, например, по четвертому варианту термобарических условий (см. таблицу 5). Результаты расчетов представлены в таблицах 8-9. Выявлена разница по количеству и компонентному составу газа, выходящего из сепараторов до и после оптимизации и его плотности. Таким

образом, доказана возможность изменения доли отгона газа и плотности нефти за счета сохранением в ней легких углеводородных фракций.

Таблица 7 - Результаты расчета компонентного состава второй ступени

сепарации (базовый вариант)

Компонент смеси г М; Ъ 1,165 Х| М;г м; я,'

N2 0,00 28 278,716 0,0011 0,00 0,05 0,04 0,01 76,66

со2 0,00 44 143,331 0,0003 0,00 0,02 0,01 0,01 62,82

СН4 0,55 16 127,244 0,2856 0,22 8,90 5,34 3,56 60,00

с2н6 1,16 30 21,081 0,1974 0,94 34,74 6,92 27,83 19,90

СзН8 3,64 44 5,150 0,1789 3,47 160,59 9,19 151,40 5,72

¡-С4Н|0 2,02 58 2,490 0,0494 1,99 117,41 3,35 114,06 2,85

п-СдНю 5,18 58 1,785 0,0917 5,14 301,36 6,21 295,15 2,06

¡-С5Н,2 7,02 72 0,507 0,0358 7,06 506,34 3,01 503,33 0,59

п-С5Н,2 25,17 72 0,380 0,0964 25,36 1816,22 8,10 1808,12 0,45

Остаток 55,25 86 0,115 0,0640 55,83 4761,34 6,42 4754,92 0,13

Итого: 100,00 509 - 1,0000 100,00 7706,96 48,58 7658,38 0,63

Расчеты проведены по всем вариантам оптимизации процесса сепарации по выбранным 11 пластам нефтяных месторождений Западной Сибири.

Как показывает анализ, влияние третьей ступени сепарации не так велико, в связи, с чем в автореферате сопоставляются расчеты по второй ступени сепарации.

Таблица 8 - Результаты расчета компонентного состава первой ступени

сепарации (вариант 4)

Компонент смеси ъ М| №= 88,496 X; м,с М-' М," IV

N2 0,34 28 67,626 0,0038 0,01 9,57 9,55 0,02 99,81

со2 0,04 44 30,811 0,0005 0,00 1,76 1,75 0,01 99,58

СН4 50,90 16 30,390 0,5727 1,89 816,58 813,11 3,48 99,57

СгНб 16,80 30 4,923 0,1850 3,77 505,17 492,18 13,00 97,43

С3Н8 11,82 44 1,149 0,1200 10,48 521,23 468,26 52,96 89,84

1-С4Н10 3,14 58 0,553 0,0287 5,22 182,51 147,76 34,74 80,96

П-С4Н10 5,71 58 0,394 0,0485 12,36 331,88 249,53 82,35 75,19

¡-С5Н,2 2,10 72 0,109 0,0108 9,96 151,52 69,16 82,35 45,65

П-С5Н,2 5,57 72 0,081 0,0242 29,92 401,88 154,50 247,38 38,44

Остаток 3,58 86 0,024 0,0063 26,39 308,51 47,87 260,65 15,52

Итого: 100,00 509 - 1,0000 100,00 3230,60 2453,67 776,93 75,95

На рисунке 2 приведен график изменения удельного выхода газа по

ступеням сепарации в зависимости от выбранного варианта термобарических условий.

Таблица 9 - Результаты расчета компонентного состава второй ступени

сепарации (вариант 4)

Компонент смеси 7. м. КІ 1Ч'= 3,085 X; МІс М,' Мі" Яіг

N2 0,01 28 108,202 0,0014 0,00 0,16 0,12 0,04 77,50

со2 0,00 44 49,297 0,0003 0,00 0,06 0,04 0,03 61,08

сн4 1,89 16 48,623 0,3725 0,77 30,35 18,44 11,91 60,75

СгНб 3,77 30 7,876 0,2451 3,11 113,41 22,73 90,68 20,05

С3Н8 10,48 44 1,839 0,1879 10,22 462,17 25,56 436,61 5,53

І-С4Н10 5,22 58 0,885 0,0463 5,23 303,17 8,30 294,87 2,74

П-С4НЮ 12,36 58 0,630 0,0788 12,51 718,58 14,13 704,45 1,97

І-С5Н,2 9,96 72 0,175 0,0179 10,22 718,59 3,97 714,61 0,55

п-С5Н,2 29,92 72 0,130 0,0399 30,74 2158,58 8,89 2149,69 0,41

Остаток 26,39 86 0,038 0,0104 27,20 2274,39 2,76 2271,63 0,12

Итого: 100,00 509 - 1,0000 100,00 6779,46 104,95 6674,50 1,55

90

го --------------

10 Н---------------------------------------------

О п-1-.-■

12 3

стутммм стпяршцмт

Варианты оптимизации —бамвый ■ 1 —*—2 » 3 --Ш--4 -■♦--5

Рисунок 2 - График изменения газового фактора по ступеням сепарации.

Согласно данным, представленным на рисунке 2, величина газового фактора по ступеням сепарации может отличаться от базового варианта, как в большую, так и в меньшую сторону (увеличение на 10,3 % в первом варианте, и снижение на 10,4 % в четвертом). Изучено изменение величины газового фактора относительно базового варианта. Поскольку извлекаемые запасы

растворенного газа находятся в прямой зависимости от величины газового фактора, то их изменение соответствует изменению газового фактора. Результаты расчета газового фактора представлены в таблицах 10 - 11.

Таблица 10 - Результаты расчета изменения газового фактора при

изменении термобарических условий сепарации

БВз° Новогоднее Изменение Изменение

газового БВз' Новогоднее газового

месторождение фактора, % месторождение фактора, %

1 2 3 4 5

Базовый вариант 77,29 0 76,48 0

Вариант 1 78,62 1,72 79,55 4,01

Вариант 2 74,29 -3,88 73,61 -3,75

Вариант 3 72,82 -5,78 72,05 -5,79

Вариант 4 69,13 -10,56 68,32 -10,67

Вариант 5 80,44 4,08 80,57 5,35

Изменение Изменение

Ю]1 Новогоднее газового Ю2 Новогоднее газового

месторождение фактора, % месторождение фактора, %

Базовый вариант 78,41 0 98,54 0

Вариант 1 80,16 2,23 58,81 -40,32

Вариант 2 76,27 -2,73 67,02 -31,99

Вариант 3 75,3 -3,97 66,44 -32,58

Вариант 4 72,59 -7,42 64,32 -34,73

Вариант 5 80,66 2,87 80,73 -18,07

ю, Изменение БС10 Северо- Изменение

Фестивальное газового Конитлорское газового

месторождение фактора, % месторождение фактора, %

Базовый вариант 84,85 0 56,58 0

Вариант 1 78,82 -7,11 59,1 4,45

Вариант 2 72,99 -13,98 51,36 -9,23

Вариант 3 71,98 -15,17 72,96 28,95

Вариант 4 69,3 -18,33 87,72 55,04

Вариант 5 79,63 -6,15 80,49 42,26

АСп Приобское Изменение Изменение

газового Юз Капьчинское газового

месторождение фактора, % месторождение фактора, %

Базовый вариант 81,61 0 86,11 0

Вариант 1 82,33 0,88 83,48 -3,05

Вариант 2 80,61 -1,23 82,02 -4,75

Вариант 3 80,28 -1,63 81,86 -4,94

Вариант 4 79,27 -2,87 81,07 -5,85

Вариант 5 83,15 1,89 83,74 -2,75

Продолжение таблицы 10

1 2 3 4 5

БСю^ Северо-Конитлорское месторождение Изменение газового фактора, % ЮС0 Северо-Конитлорское месторождение Изменение газового фактора, %

Базовый вариант 76,66 0 78,38 2,55

Вариант 1 79,69 3,95 80,38 2,69

Вариант 2 73,83 -3,69 76,27 -3,89

Вариант 3 72,27 -5,73 75,33 -7,32

Вариант 4 68,5 -10,24 72,64 -3,81

Вариант 5 80,75 5,34 81,37 2,55

Ач2 Северо-Конитлорское Изменение газового фактора, %

Базовый вариант 82,13 0

Вариант 1 81,55 -0,7

Вариант 2 77,45 -5,69

Вариант 3 77,03 -6,2

Вариант 4 74,66 -9,09

Вариант 5 82,13 0

Определяющим показателем, влияющим на суммарную величину

газового фактора, являются термобарические условия второй ступени сепарации. Это связано с тем, что именно на второй ступени происходит отделение компонентов С2-С5 и от перепада давления и температуры между первой и второй ступенью зависит их массовая доля отгона. На третьей ступени сепарации при снижении давления до атмосферного происходит отделение ШФЛУ окклюдированных пузырьков газа, оставшихся после предыдущих ступеней.

Отрицательная величина изменения ГФ указывает на снижение выхода газа из сепараторов, следовательно, увеличивается выход нефти, снижается её плотность, происходит увеличение давления насыщенных паров. В этой связи при оптимизации процесса сепарации, необходимо учитывать, кроме снижения содержания ШФЛУ в отгоняемом газе, изменение давления насыщенных паров (ДНП). Результаты расчета, представленные в таблице 11, позволяют сделать вывод, что изменение величины газового фактора может достигать значительных значений, следовательно, изменяются извлекаемые запасы растворенного газа. Этот фактор необходимо учитывать при проектировании

технологии использования растворенного газа на всех стадиях формирования инфраструктуры промысла.

На основании разработанной методики и выполненных расчетов проведена переоценка извлекаемых запасов растворенного газа по объектам, рассмотренным во втором разделе. В таблице 12 представлено сравнение -утвержденных (проектных) и расчётных (вариант при минимальном значении) величин извлекаемых запасов растворенного газа.

Таблица 11 - Результаты расчета газового фактора после оптимизации

режимов работы сепараторов

№ п/п Объекты, месторождения Принятый при подсчете запасов газовый фактор, м3/т Минимальный расчетный газовый фактор, м3/т разница, % Вариант оптимизации

1 БВз° Новогоднее 114 69,13 39,3 3

2 БВ3' Новогоднее 114 72,05 36,80 3

3 Ю,' Новогоднее 469 72,59 84,52 4

4 Юг Новогоднее 372 64,32 82,71 4

5 Ю ] Фестивальное 276,8 69,3 74,96 4

6 БСю° Северо-Конитлорское 59 51,36 12,95 2

7 БС|<>2 Северо-Конитлорское 49 68,5 -39,80 4

8 ЮСо2 Северо-Конитлорское 70 72,64 -3,81 4

9 Ачг Северо-Конитлорское 70 74,66 -6,66 4

10 АС 122 Приобское 49,3 79,27 -60,79 4

11 Юз Кальчинское 74,56 81,07 -8,73 4

На основании полученных результатов проведен пересчет извлекаемых

запасов растворенного газа при оптимизации термобарических условий

подготовки нефти (таблица 12).

Таблица 12 - Результаты расчета величины извлекаемых запасов растворенного газа после оптимизации режимов работы сепараторов

№ п/п Объекты, месторождения Извлекаемые запасы растворенного газа, млн.м3 Разница, млн.м3 Вариант оптимизации

по проекту расчетные

1 2 3 4 5 6

1 БВз" Новогоднее 12,08 7,32 4,76 3

2 БВз' Новогоднее 788,54 498,37 290,17 3

Продолжение таблицы 12

1 2 3 4 5 6

3 ю,' Новогоднее 23137,65 3581,16 19556,49 4

4 Юг Новогоднее 1807,92 312,60 1495,32 4

5 ю, Фестивальное 4814,38 1205,33 3609,05 4

6 БСюиСеверо-Конитлорское 11,21 9,76 1,45 2

7 БСю Северо-Конитлорское 75,41 105,42 -30,01 4

8 ЮС«2 Северо-Конитлорское 17,5 18,16 -0,66 4

9 Ачг Северо-Конитлорское 35,77 38,15 -2,38 4

10 ас122 Приобское 11740,11 18877,04 -7136,93 4

11 Юз Кальчинское 1,49 1,62 -0,13 4

Представленные в таблице 12 данные используются недропользователями при оперативном подсчете извлекаемых запасов растворенного газа и обосновании технологии его использования.

Таким образом, анализ возможных изменений величин извлекаемых запасов растворенного газа свидетельствуют о том, что они связанны с изменением параметров подготовки нефти. Это позволяет обосновать извлекаемые запасы растворенного газа при сложившихся на месторождениях системах подготовки нефти и выбрать оптимальную технологию его рационального использования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что существующие методы подсчета извлекаемых запасов растворенного газа только косвенно учитывают параметры системы подготовки нефти и компонентный состав углеводородного сырья, что значительно увеличивает их погрешность и часто приводит к неоправданному завышению величины извлекаемых запасов при проектировании систем добычи и подготовки.

2. Выявлено, что основными факторами, определяющими величину извлекаемых запасов растворенного газа, являются: величина извлекаемых

запасов нефти, газовый фактор, особенности подготовки скважинной продукции.

3. На основе анализа режимов работы технологического оборудования и снижения доли отгоняемого газа разработана методика учета влияния термобарических условий подготовки скважинной продукции нефтяных месторождений на величину извлекаемых запасов.

4. Произведена оптимизация режимов работы сепараторов по 11 объектам нефтяных месторождений Западной Сибири. Установлено, что при работе сепараторов в оптимальном режиме возможно на 12-40 % снизить долю отгоняемого газа при сохранении величины давления насыщенных паров нефти на регламентированном ГОСТом уровне. По этим объектам произведена переоценка извлекаемых запасов растворенного газа, в результате по объекту Ю|' Новогоднего месторождения извлекаемые запасы снижены почти на 20 млр.м3 что позволило снизить капитальные затраты на его использование.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах.

В изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

1. Иванов A.B. Характеристика ресурсной базы Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО), история и перспективы развития / А.Н. Марченко, С.Ф. Мулявин // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 12. - С. 58-61.

2. Лапердин А.Н. Вопросы освоения нефтяных оторочек Юрхаровского нефтегазоконденсатного месторождения // А.Н. Лапердин, Н.Х. Жарикова, А.Н. Марченко, A.B. Кустышев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 5. - С. 61-63.

5. Леонтьев С. А. Обоснование рациональных технологических параметров подготовки скважинной продукции Вынгапуровского месторождения / С.А. Леонтьев, А.Н. Марченко, О.В. Фоминых // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2012. №3. С. 211-220. URL: http://www.ogbus.ru/authors/LeontievSA/LeontievSA_l.pdf.

4. Марченко А.Н. Подсчет запасов растворенного газа / А.Н. Марченко, О.В. Фоминых, Ю.С. Девяткова // Территория нефтегаз. - 2012.- № 11. - С. 2022.

5. Марченко А.Н. К вопросу обоснования извлекаемых запасов растворенного газа / А.Н. Марченко, A.B. Иванов // Недропользование XXI век. -2012. -№ 5. -С. 60-62.

В других изданиях

6. Фоминых О.В. Ресурсосберегающие технологии нефтяной промышленности: Монография / О.В. Фоминых, С.А. Леонтьев, A.B. Иванов, А.Н. Марченко. - СПб.: Недра, 2011. - 184 с.

7. Марченко А.Н. Исследования влияния давления сепарации на газовый фактор / А.Н. Марченко, А.Н. Лапердин // Наука и ТЭК. - 2012. - № 8. - С. 4345.

Соискатель

А.Н. Марченко

Издательство «Вектор Бук» Лицензия Л Р № 066721 от 06.07.99 г. Подписано в печать 22.04.2013 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 173. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03