Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение степени извлечения природного газа в период падающей добычи с применением эжекторных технологий

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение степени извлечения природного газа в период падающей добычи с применением эжекторных технологий"

На правах рукописи УДК 622.276.6

ГРЯЗНОВА ИННА ВЛАДИМИРОВНА

ПОВЫШЕНИЕ СТЕПЕНИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПЕРИОД ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЖЕКТОРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

~ 1 ДЕК 2011

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2011

005004326

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор

Басниев Каплан Сафербиевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук

Маслов Владимир Николаевич

- кандидат технических наук, Жиров Владимир Владимирович

Ведущая организация - Учреждение Российской академии наук Институт

проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН)

Защита диссертации состоится « /£у> 2011 г.

в^-Гчасов/^минут на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 в Российском государственном университете нефти и газа имени И. М. Губкина по адресу: 119991, г.Москва, Ленинский проспект, д.65, корп.1, ауд. 731

Автореферат размещен на интернет-сайтах РрУ нефти и газа имени И. М. Губкина www.gubkin.ru <у^>> ^2^4^2011 г. и Министерства образования^ и науки Российской Федерации цлулумтюп.еоу.го «/%?» 2011 г. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке

университета.

Автореферат разослан: года

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н., профессор • Сомов Б. Е.

Актуальность работы

В настоящее время одной из актуальных проблем газовой промышленности является повышение эффективности систем разработки месторождений природных газов, вступающих в завершающий период эксплуатации.

В 2009 году добыча газа по месторождениям ОАО «Газпром» составила более 450 млрд. куб.м газа. Доля газа, добываемого на указанных месторождениях, находящихся на завершающей стадии эксплуатации постепенно снижается, но остается значительной, и составляет 1/3 от объема добываемого российского газа.

На заключительной стадии разработки месторождений остаточные запасы газа относят к трудноизвлекаемым по геолого-технологическим и экономическим критериям, а добываемый газ - к низконапорному по энергетическим и экономическим показателям.

Процесс истощения газовой залежи приводит к падению давления в точке подключения к магистральному газопроводу. Для обеспечения условий транспортировки газа начиная с момента достижения минимально допустимого давления для подачи в магистральный газопровод необходимо компримирование добываемого газа. Однако, ввод и развитие дожимных мощностей требуют значительных затрат. Кроме этого, при вводе компрессоров в период падающей добычи возникают организационно-производственные сложности при практической реализации такой стратегии.

В связи с этим, представляет интерес исследование возможных путей реализации оптимального технологического обеспечения эксплуатации залежей с целью поддержания планируемых уровней добычи газа. Эта цель может быть достигнута за счет либо осуществления оптимальной стратегии поиска технологий в масштабе промысла при заданном наборе возможных мероприятий, либо путем внедрения принципиально новых средств, позволяющих осуществлять добычу газа в заданных объемах.

Одним из возможных направлений решения указанных проблем является применение эжекторных технологий. Не наращивая дожимные мощности увеличить давление низконапорного газа на входе в магистральный газопровод возможно за счет энергии высоконапорного потока, поступающего на эжектор после системы подготовки газа. Время и место подключения газового эжектора, характеристики его работы и конструкция в значительной мере влияют на давление в системе сбора и подготовки газа.

Поэтому поиск наиболее эффективных возможностей применения эжекторных технологий при эксплуатации месторождений природных газов в период падающей добычи является актуальным исследованием.

Целью работы является разработка методики и рекомендаций, позволяющих повысить технологическую и экономическую эффективность

применения газовых эжекторов для увеличения степени извлечения газа из месторождений.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и исследование применения эжекторных технологий на месторождениях углеводородов и подземных хранилищах газа (ПХГ).

2. Разработка метода оценки допустимого снижения устьевого давления с использованием газовых эжекторов для повышения степени извлечения углеводородов при эксплуатации месторождений природных газов

3. Моделирование процессов совместной эксплуатации системы «скважины - дожимной комплекс» и «скважины - эжекторы - дожимной комплекс».

4. Разработка алгоритма расчета характеристик (давлений высоко- и низконапорных потоков, коэффициента эжекции, давления смеси и т.д.) и конструктивных параметров эжекторов, обеспечивающих заданные значения технологических показателей на различных этапах разработки месторождений.

5. Сравнительный анализ компрессорного и эжекторного вариантов компримирования в период падающей добычи природного газа.

6. Анализ технико-экономических показателей эффективности применения эжекторных технологий в изменяющихся промысловых условиях.

7. Апробация предлагаемых методов эксплуатации скважин в период падающей добычи.

При выполнении работы использованы методы теории нефтегазовой гидромеханики, газодинамики, теории проектирования и моделирования разработки месторождений природных газов.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Предложены методы и алгоритмы оценки конечной газоотдачи газовых залежей при применении эжекторных технологий.

2. Разработаны алгоритмы расчета технологических характеристик и конструктивных параметров газовых эжекторов, обеспечивающих заданные значения показателей разработки.

3. Впервые получены зависимости характеристик и конструктивных параметров газовых эжекторов от текущих значений технологических показателей.

4. Создана методика обоснования эффективности применения эжекторных технологий для повышения степени извлечения газа.

5. Показана технико-экономическая эффективность применения эжекторных технологий в период падающей добычи.

Защищаемые положения

1. Методика оценки конечной газоотдачи месторождения природных газов при применении эжекторов.

2. Метод оценки допустимого снижения устьевого давления при применении эжекторов для увеличения срока эксплуатации скважин.

3. Метод расчета характеристик газовых эжекторов, обеспечивающих заданную газоодачу.

4. Технико-экономическое обоснование применения газовых эжекторов в системах добычи природного газа.

5. Результаты • апробации предложенных расчетных методов на промысловых примерах.

Практическая значимость работы

Разработанная методика оценки технико-экономической эффективности применения эжекторных технологий в изменяющихся промысловых условиях позволяет определять целесообразность различных стратегий поддержания заданных уровней добычи газа с использованием газовых эжекторов, согласовать режимы работы дожимных компрессорных станций и эжекторных систем. Сравнительный анализ компрессорных и эжекторных технологий компримирования позволяет рекомендовать различные схемы применения эжекторов в системах обустройства месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.

Апробация работы

Результаты работы использованы при выполнении научно исследовательских работ по заданию Министерства образования и науки РФ по следующим темам:

1. Технологические решения при разработке месторождений природных газов в период падающей добычи;

2. Разработка энергосберегающих методов использования природного газа для локальных нужд.

Основные положения и результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. Восьмая всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 6-9 октября 2009 г.,

2. VIII Всероссийская научно-техническая конференция, посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 1-3 февраля 2010 г.

3. Международная научно-практическая конференция «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения», Москва, ООО «Газпром ВНИИГаз», 28-29 октября 2010 г.

4. Итоговая конференция по результатам выполнения мероприятий Федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2012 годы» по приоритетному направлению «Рациональное природопользование», Москва РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 15 декабря 2010 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 работ: в том числе 4 статьи в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК Минобрнауки РФ, 4 тезиса докладов и 1 программа для ЭВМ.

Объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 133 страницах и содержит 35 рисунков, 10 таблиц. Список использованной литературы состоит из 95 наименование.

Автор выражает глубокую благодарность коллективу кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и её заведующему профессору Ермолаеву А. И. за сотрудничество и ценные обсуждения в процессе выполнения работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность темы диссертационной работы, определены цели исследования, основные задачи и методы их решения, сформулированы научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе проанализированы особенности эксплуатации месторождений природных газов, вступивших в период падающей добычи и представлен расчет технологических параметров эксплуатации при естественном истощении залежи и при компримировании.

По состоянию на 1.01.2009 текущая газоотдача по месторождениям, газ которых обеспечивает более 80% газодобычи в России, составляет: по Вынгапуровскому и Медвежьему - более 80%, Уренгойскому и Оренбургскому более 60%, Ямбургскому - более 50%.

Разным аспектам проблемы эффективной разработки месторождений углеводородов посвящены многочисленные фундаментальные и прикладные исследования отечественных и зарубежных авторов. Существенный вклад в развитие теоретических основ разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений внесли О. Ф. Андреев, 3. С. Алиев, К.С. Басниев, Г.И Баренблатт, С. Н. Бузинов, А.Т. Горбунов, А. И. Гриценко,

О. М. Ермилов, Ю.П. Желтов, С. Н. Закиров, В.Н. Николаевский, И.Н. Кочина, Ю. П. Коротаев, А. П. Крылов, А. Н. Лапердин, Б. Б. Лапук, Л. С. Лейбензон, В. Н. Маслов, Е. М. Минский, А.Х. Мирзаджанзаде, И. Т. Мищенко, H.H. Михайлов, М. А. Мохов, Б. Е. Сомов, И. Н. Стрижов, Р. М. Тер-Саркисов, Ф. А. Требин, С.А. Христианович, И. А. Чарный, М. Маскет, Д. Катц, К. Коатс, П. Уизерспун, Е. Лейди, Г. Рэми.

Эксплуатация залежей, разрабатьшаемых при давлениях, не обеспечивающих вынос жидкости с забоя добывающих скважин, сопровождается ухудшением условий добычи, и соответственно, появлением технологических и технических проблем при извлечении и транспортировке продукции. Высокая степень истощения ресурсов крупнейших месторождений и возрастающие затраты на добычу побуждают к «консерващш» оставшихся запасов и необходимости создания эффективных методов эксплуатации месторождений в завершающий период разработки.

По мере выработки запасов газовых месторождений ресурсы низконапорного газа в России к 2030г. составят около 3 трлн. м3.

Считается, что нюконапорный газ - это газ, промышленное использование которого с глубоким компримированием и дальнейший транспорт экономически не рентабельны или низкорентабельны. Для сеноманских газовых залежей Западной Сибири такой предел наступает при 80-82% отбора от начальных запасов и характеризуется низкими 1,5-2,0 МПа пластовыми давлениями.

Значительные запасы низконапорного газа требуют создания специальных технологических решений для эксплуатации скважин при низких пластовых давлениях; разработке высокоэффективного оборудования для компримирования, переработке и утилизации низконапорного газа на промысле, разработки новых технологий добычи низконапорного газа.

В соответствии с предложением профессора Тер-Саркисова Р. М. энергетически процесс разработки месторождений на базе существующих технологий можно разделить на бескомпрессорный период и с компримированием для дальнего транспорта.

В данной работе рассматриваются метановые месторождения без агрессивных компонентов с подачей добываемого из них газа в единую систему газоснабжения страны. Наличие в добываемом природном газе кислых компонентов, например сероводорода, углекислого газа и др. (Оренбургское, Астраханское месторождения) обуславливает необходимость его глубокой переработки, что ориентирует на использование коррозионноустойчивых материалов и оборудования для осуществления эжекторной технологии.

Схема обустройства месторождения трансформирована автором в систему расчетных соотношений, последовательно описывающих

энергетический баланс потока добываемой продукции. К этим соотношениям относится уравнение материального баланса газовой залежи (как в случае газового, так и водонапорного режимов), уравнение притока газа к забою скважины, уравнение подъема газа от забоя к устью, уравнение потока газа в поверхностной сети сбора с учетом потерь давления в системе подготовки.

Определение конечной газоотдачи залежи при естественном истощении пластовой энергии.

Рассмотрим задачу естественного истощения газовой залежи без поддержания давления в системе сбора за счет компримирования. Определяется значение конечной газоотдачи при водонапорном режиме разработки залежи.

В работах В. Н. Маслова выполнено теоретическое обобщение фактических данных обводнения разрабатываемых сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона, на основе которого, аппроксимируя фактические замеры методом наименьших квадратов, строятся зависимости обводненности порового объёма залежи от газоотдачи и доли эксплуатационного фонда скважин, ликвидированного по причине обводнения. Обе зависимости использованы в настоящей работе в расчетах при водонапорном режиме разработки.

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В определяются экспериментально из данных гидродинамических исследований скважин. При выполнении прогнозных расчетов учтена их зависимость от обводненности залежи.

Минимальная скорость, необходимая для выноса жидкости с забоя определяется исходя из технологических режимов эксплуатации скважин, где равновесные условия жидких и твердых частиц в вертикальном потоке газовых скважин позволяют поднимать капельную жидкость на поверхность в газовом потоке. Для сеноманских залежей месторождений Западной Сибири минимальная скорость выноса жидкости и твердых частиц с забоя оценена узаВ ,„,„ =4 м/с на основе отечественных и зарубежных теоретических и экспериментальных исследований.

Минимальное устьевое давление для входа в установку по комплексной подготовки газа (УКПГ) Руст тт принято как предельный технологический режим скважин, обеспечивающий устойчивую работу системы подготовки газа, дожимной компрессорной станции (ДКС) и зависит от конкретной схемы обустройства на каждом этапе эксплуатации месторождения. Для упрощения расчеты проведены для лучевой схемы подключения скважин.

Дебит добываемого газа в этом случае определяется из уравнения притока газа к скважине. Для определения минимально допустимого дебита используются известные соотношения:

ЧУ1 пл'У забтт) „ ,

*заб

Связь между устьевым и забойным давлениями определяется формулой Адамова. На рис. 1 показаны зависимости дтах(АР) - дебита добываемого газа, с учетом максимально допустимой депрессии на пласт и д„ф,(АР, узаб т1п) -минимального дебита, обеспечивающего вынос жидкости и твердых частиц с забоя скважины.

Рис. 1 - Зависимости д(АР), ц(АР, узабт1г1)

Точка их пересечения определяет потенциальную конечную газоотдачу пласта. Дополнив график кривой дебита газа, зависящего от значения устьевого давления - ц(Руст) определяем момент когда д(Русщ)< дтах(АР). Для обеспечения условий подачи газа в магистральном газопроводе необходимо компримирование добываемого газа.

Бескомпрессорная эксплуатация залежи возможна до достижения минимально допустимого устьевого давления с учетом потерь в сепараторе и абсорбере Дальнейшая эксплуатация месторождения должна осуществляться с применением технологии, допускающих снижение ограничения на устьевое давление с применением методов компримирования или эжекции.

Определение конечной газоотдачи залежи е период компрессорной эксплуатации

Процесс истощения газовой залежи приводит к падению давления в точке подключения к магистральному газопроводу. Для обеспечения условий транспортировки газа, начиная с момента достижения минимально допустимого давления на входе в магистральный газопровод, необходимо компримирование добываемого газа. Поскольку компрессорная станция является новым элементом системы добычи, промысел нуждается в дополнительной коррекции своих рабочих параметров с учетом расходно-напорной характеристики нового комплекса оборудования.

Для определения дебита газа, зависящего от устьевого давления рассчитываем Р в различных точках системы сбора. График распределения давления в узлах сбора представлен на рис. 2.

Рис. 2 - Схема обустройства промысла с подключением компрессоров. 1 - подводящий газопровод; 2, 8 - сепараторы; 3,10 - фильтр; 4, 5, 6 -компрессоры; 7, 11,12 - аппараты воздушного охлаждения (ABO); 9 - абсорбционная колонна; 13 - выходной коллектор в магистральный газопровод.

Для увеличения значения газоотдачи продуктивного пласта предлагается ввести дожимную компрессорную станцию с постепенным вводом трех очередей компримирования со степенью сжатия соответственно: первая -1,44; вторая - 1,44*1,44 и третья - 1,44*2,2*2,2 (дожимные мощности выбраны в соответствии с ранее упомянутой энергетической классификацией). При этом первая очередь устанавливается до абсорбера, обеспечивая условия его работы. Для определения минимального дебита при подключении компрессоров используем соотношение, по структуре совпадающем с формулой для дебита при заданном устьевом давлении, но в котором устьевое давление редуцируется в соответствии со степенью сжатия и потерями в системе подготовки.

Ввод компрессоров происходит при условии с](ЛР)> ц(Р^ст). С учетом сопротивления оказываемого шлейфом при подключении скважины в систему сбора устьевое давление определяется при известном давлении входа в систему подготовки по соотношению:

Р^-^г-Я1 -Р>ст=4р1 + П\ (2)

Для определения минимального дебита при подключении компрессоров используем соотношение, по структуре совпадающем с формулой для дебита при заданном устьевом давлении, но в котором устьевое давление редуцируется в соответствии со степенью сжатия и потерями в системе подготовки. Расход с/ определяется исходя из значений давления в элементах промысла:

-+АР..

ЛГ,

-+Лр„

)

На рис. 3 представлены значения дебита при последовательном подключении трех ступеней.

Ввод трех очередей компрессоров позволяет значительно увеличить газоотдачу пласта, однако, развитие дожимных мощностей требует дополнительных капитальных затрат. В период падающей добычи наращивание дожимных мощностей приводит к резкому увеличению себестоимости добываемого газа. Повысить давление в системе сбора и подготовки можно организовав совместную работу объемных и струйных компрессоров (газовых эжекторов) для снижения давления на устье.

0.0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Коэффициент газоотдачи, д.е.

.си/АП -Я(Л1>, \ \аб)

I ступень колтримщютнш

/I ступень кашрилмровстии

III ступень кимпримщюааиин

Рис. 3 - Увеличение газоотдачи продуктивного пласта за счет ввода трех ступеней

сжатия ДКС.

Примером успешного использования газовых эжекторов является применение их в системе добычи, сбора и подготовки природного газа на Елшано-Курдюмском месторождении в Саратовской области в завершающий период эксплуатации. Низконапорные скважины подключались в магистральный газопровод при помощи эжектора, который работал как компрессор и давление низконапорного газа повышалось за счет энергии газа высоконапорных скважин.

Автором рассмотрен вариант, когда подготовленный газ возвращается по отдельному шлейфу после системы подготовки на эжектор, а эффективное соотношение давлений и расходов высоконапорной и низконапорной линий обеспечивает компрессор.

Во второй главе описаны принципы работы и конструктивные особенности газовых эжекторов, приведены примеры внедрения газоструйных аппаратов (эжекторов) для повышения эффективности добычи, транспорта, хранения и переработки углеводородов. Также они широко внедряются в различных отраслях - атомной энергетике, химической, медицинской, ракетной промышленности и машиностроении.

Рабочий процесс эжектора представлен на рис. 4.

Под действием разности давлений низконапорный газ направляется в камеру. Относительный расход этого газа, называемый коэффициентом

эжекции п= (),</()в, зависит от площадей сопел, от плотности газов и их начальных давлений, от режима работы эжектора. Несмотря на то, что скорость низконапорного газа \>„ во входном сечении меньше скорости высоконапорного у„, надлежащим выбором сопел ^ и /ъ можно получить сколь угодно большое значение коэффициента эжекции п.

В камеру смешения высоконапорный и низконапорный газы входят в виде двух раздельных потоков. Они могут различаться по химическому составу, скорости, температуре и давлению. Смешение потоков означает выравнивание параметров газов по всему сечению камеры.

Конструкции газоструйных аппаратов, применяемых в различных областях техники, достаточно разнообразны и определяются в основном спецификой технологических процессов подготовки смеси. Наиболее широкое применение на практике получили газовые эжекторы с цилиндрической проточной частью.

Давление —— Скорость * Ншконапорный газ Высоконапорный газ

Смесь

Рис. 4 - Принцип работы газового эжектора

Основы теории струйных аппаратов заложены в работах Цейнера Г. и Ренкина М. ещё в 60-х годах XIX века. Проведенные ими фундаментальные исследования по применению уравнений импульсов к смешивающимся потокам были подтверждены практическим опытом.

Первоначально работы по исследованию и разработке методики расчета газоструйных аппаратов в нашей стране выполнялись под руководством Христиановича С. А., Миллионщикова М. Д., Рябинкова Г. М., Требина Ф. А. в ЦАГИ и АН СССР.

Совершенствование методов расчета струйных аппаратов и развитие теории движения свободной струи продолжил Абрамович Г. Н. в своих работах в области прикладной газовой динамики.

Существуют различные методики расчета основных параметров работы газовых эжекторов с одним соплом активного газа, с цилиндрической камерой смешения и простым расширяющимся диффузором.

Первая методика по расчету и применению газовых эжекторов была разработана в 1958 году под руководством И. Г. Портнова. На основе экспериментальных исследований были построены сетки расчетных кривых для определения коэффициента эжекции в зависимости от соотношений давлений высоконапорного и низконапорного газов, соотношений сопел смешиваемых потоков и т.д. При их помощи решен ряд задач по определению давлений, расходов смеси и потоков, а также конструктивных параметров эжектора.

В 1976 году для газовых месторождений Краснодарского края вступивших в период падающей добычи К. С. Басниевым и В. В. Жировым была предложена технология использования избыточного давления газа высоконапорных скважин при помощи газовых эжекторов. В результате расчетов определены конструктивные параметры газового эжектора: площадь, диаметр и длина камеры смешения, длина диффузора, диаметр сопла высоконапорного газа, коэффициент эжекции и давление смеси.

Методика расчета основных типов струйных аппаратов, разработанная Е. Я. Соколовым и Н. М. Зингером учитывает различия температур, газовых постоянных, коэффициентов сверхсжимаемости, плотностей, теплоемкостей и других параметров высоконапорного и низконапорного газовых потоков. На основе экспериментальных исследований приведены номограммы для определения оптимальных геометрических параметров газовых эжекторов.

В 90-е годы во ВНИИГазе под руководством И. Н. Царева предложена схема двухступенчатого компримирования с применением газовых эжекторов для Уренгойского месторождения. Суточный отбор газа из скважин распределяется в равных долях и направляется в качестве низконапорного потока на эжекторы, высоконапорньш газ поступает из шлейфа, проведенного от выходного коллектора магистрального газопровода.

В 2009 году специалистами ООО «ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ» разработана методика расчета режимов работы газовых эжекторов с учетом термодинамических свойств реального газа, применительно к различным технологическим процессам эксплуатации подземных хранилищ газа.

В настоящее время работы по исследованию и совершенствованию газоструйных эжекторов традиционно продолжаются в ЦАГИ, направление которых сводится в основном к совершенствованию отдельных элементов сопел.

В диссертации предлагается методика определения конечной газоотдачи месторождений природных газов, учитывающая бескомпрессорный режим эксплуатации, а также компримирование и эжектирование газа для повышения степени его извлечения. Предлагаемая методика представлена на рис. 5 в виде блок-схемы расчетов для определения значения конечной газоотдачи. Суть методики заключается в следующем. Определяется газоотдача //„ при естественном истощении залежи. Если значение текущего коэффициента извлечения газа больше заданного проектного 1[]Ш), то осуществляется бескомпрессорная эксплуатация.

При /¡о<ч,ад необходимо компримирование газа для достижения условий подачи добываемого природного газа в магистральный газопровод. Подключив первую ступень компримирования, определяем значение газоотдачи ¡¡1 и при условии ///<»/„<, возникает необходимость в наращивании дожимных мощностей компрессоров.

Определение // на естественном режиме истощения без компримирования

Эксплуатация без компримирования

Определение I/ при вводе первой ступени компримирования

Эксплуатация с комприми-рованием в одну ступень

Определение ц при вводе 2-ой,З-ей ступеней компримирования

Определение у, при эжектировании, характеристик и параметров эжекторов

Эксплуатация с зжектированием

Окончательное решение

Эксплуатация с компримированием

Рисунок 5 - Блок-схема расчетов по определению конечной газоотдачи месторождений природных газов.

Рассчитав газоотдачу при двух- и трехступенчатом компримировании, автором исследуется альтернативный эжекторный вариант эксплуатации месторождения. Газ, добываемый из скважин, поступает в качестве низконапорного потока, а часть очищенного и подготовленного газа в качестве высоконапорного потока направляется после системы подготовки по возвратной линии с последующим дожатием в одну ступень, для создания большей разности давлений между ними и снижения объема высоконапорного газа, циркулирующего в системе эжектирования.

Методика позволяет рассчитать компрессорный и эжекторный варианты компримирования с целью сопоставления результатов расчета и выбора наилучшего решения с технологической и экономической составляющих.

Особое значение результаты исследований имеют для месторождений, вступивших в период падающей добычи, когда себестоимость добываемого газа в процессе эксплуатации резко возрастает.

В третьей главе разработаны и обоснованы методы расчета характеристик и конструктивных параметров газовых эжекторов, а также показателей эксплуатации месторождений природных газов при использовании газовых эжекторов.

В методике, представленной на рис. 5, выделен блок расчетов при эксплуатации залежи с применением газовых эжекторов. В этом случае, давление высоконапорного газа Р„ является величиной постоянной при выполнении условий смесимости потоков высоконапорного и низконапорного газа. Давление низконапорного газа определяется как устьевое давление за минусом потерь в сепараторе Ри = Руст-АРсеп.

Соотношение площадей выходных сечений сопел высоконапорного и

Установление первого эжектора происходит в момент, когда поверхностная система сбора газа ограничивает его потенциальную добычу и при нарушении условий д(АР)>д(Руст). Расчетная методика предполагает оптимизацию работы промысла с использованием эжекторов, позволяющих добывать газ в более полных объемах. Сама оптимизация заключается в подборе момента и способа включения и регулирования, выборе геометрической характеристики и режима работы эжектора.

Задача выбора оптимальных параметров эжектора заключается в выполнении следующих уравнений одновременно:

низконапорного газа определяется

коэффициент

эжекции.

Давление смеси Рсм определяем из соотношения:

О <0,2 0,9850,;

2Ри<Р.{п„Рш)$\0Рн; о<«(д„,рв,рн,с>н)<1.

Определяемые параметры 0,,п,,а,Р3,Р„.

Затем находим конструктивные параметры эжекторов <1,,с1,д.,,14.

Алгоритм расчета конечной газоотдачи месторождений природных газов при использовании газовых эжекторов представлен на рис.6.

Первый эжектор подключается при снижении устьевого давления ниже Русттт- Он устанавливается после первичного сепаратора и фильтра для очистки добываемого природного газа от капельной жидкости и механических примесей. Затем газ поступает на низконапорную линию эжектора и смешивается с газом высоконапорного потока. Газ, выходящий из эжектора, поступает на компрессор первой ступени и после аппаратов воздушного охлаждения направляется в абсорбер, где производится его осушка. Большая часть газа направляется в магистральный газопровод, а от 5 до 40% уровня добычи газа циркулирует в возвратной линии эжектирования. Объемы расходов высоконапорной линии зависят от текущего устьевого давления. Чем ниже устьевое давление, тем меньше расход высоконапорной линии.

Оптимизация характеристик и параметров эжекторов

Рис. 6 - Алгоритм расчета конечной газоотдачи месторождений природных

Задать г1,=ц,

I

Расчет

Рпл (п), Упп(Ч), Рмб (п), Р>ст(Ч),

ЦтахСЧпип(Угяб)г Ятах(Р1'ся)

газов при использовании газовых эжекторов.

На начальном этапе эжектировакия с высоким расходом линии высокого давления рекомендуется использовать центробежные нагнетатели (например, ГПА-Ц- 6,ЗС/125-2,2) а по мере снижения объемов возвращаемого газа целесообразно перейти на объемные компрессоры (например, 10ГКНАМ или 10ГКМА). Они наиболее универсальные из всех компрессоров, поскольку могут работать при различных давлениях всасывания и нагнетания с сохранением высоких значений коэффициента полезного действия.

Из результатов экспериментальных, исследований, представленных в инструкции И. Г. Портнова, следует, что наиболее эффективную работу эжектора обеспечивает режим, при котором достигается максимальное давление смеси, соответствующее значению геометрического параметра а, равного 1. Однако, этот режим не является универсальным и при нарушении ограничений на давление смеси, диаметр сопла или соотношение давлений высоконапорной и низконапорной линий может быть а<1.

При снижении Рсм ниже минимально допустимого на входе в УКПГ компрессор отключается и на эжектор поступает высоконапорный газ после компримирования. Следующим регулируемым параметром является соотношение давлений высоконапорного и низконапорного газов. При их значении меньше 2 и больше 10 работа эжектора не эффективна. На рис. 7 приведена схема обустройства промысла с подключением двух и более эжекторов.

1 - подводящий газопровод; 2, 8 - сепараторы; 3,10 - фильтр; 4 - линия низконапорного газа; 5 - газовый эжектор; 6, 11 -компрессор; 7,12 - аппараты воздушного охлаждения (ABO); 9 - абсорбционная колонна; 13 - линия высоконапорного газа; 14 - выходной коллектор.

При снижении давления на выходе из первого эжектора ниже минимально допустимого на входе в УКПГ подключается второй эжектор и

его работа осуществляется по принципам описанным ранее.

Компрессор, работавший при создании высоконапорной линии в первом эжекторе, переобвязывается и дожимает высоконапорный газ уже во втором. Место подключения первого эжектора со временем штуцируется и регулируется с дальнейшим уменьшением степени сжатия меньше 1 при соотношении давлен™ высоконапорного и низконапорного газа более 10.

При необходимости снижения давления на выходе из второго эжектора ниже предельно допустимого значения давления смеси на входе в УКПГ, третий эжектор и последующие устанавливаются и регулируются по тем же принципам. На рис. 8 показано изменение давления при эжектировании газа.

Подключением второй ступени эжектирования обеспечивается соблюдение условий подачи продукции промысла в магистральный газопровод с достижением максимального значения газоотдачи.

Давление при эжектировании

10,0 -

1,0--

0,0 --Т-т-,-,-

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 O.SO 0,50 0,70 0,80 0,90 1,00 Газоотдача, д. е.

—- Безкомлримирования — • Устьевое давление — Сэжектированием

Рис. 8 - Изменение давления при вводе двух ступеней эжектирования.

Определение конструктивных параметров эжекторов.

По результатам расчетов динамических параметров работы эжекторов определяются их конструктивные характеристики в рамках набора следующих параметров:

• сечение сопла высоконапорного газа F¡;

• диаметр сопла высоконапорного газа d¡;

• диаметр камеры смешения d¡\

• длина камеры смешения L¡\

• длина диффузора Ь4. 0,02924-2

с1, =2.

, где Q - расход высоконапорного газа, тыс.куб.м/сут.

ла+г)

ь3=шг,

= -¿^сщ^-, где (р - угол раскрытия диффузора, град.

с14 - является постоянной величиной и равен 0,7 м, что соответствует диаметру магистрального газопровода.

В табл. 1 приведены результаты расчетов геометрических параметров конструкции эжекторов.

Элемент ¿/;, М (13, м Ьз, м 14, м

Эжектор 1 ступени 0,05-0,45 0,07-0,64 0,72-6,45 0,55-6,28

Эжектор 2 ступени 0,13-0,22 0,18-0,31 1,84-3,09 3,91-5,16

В четвертой главе проведено технико-экономическое обоснование применения эжекторных технологий. На рис. 9 представлены значения газоотдачи при последовательном вводе дожимных мощностей.

1,00

0,90 0,80 0,70 НатегорияО ••. 0,83 ' •. 0,68

Ф ^

0,60 Категория С

ГО т го 0,50 *'» 0,50

о 0,40 Категория В * ,

0,30

0,20 \ 0,20

О ДО Категория А

0,00

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0

Устьевое давление, МПа

в - время ввода эжекторов; - время ввода компрессоров

Рис. 9 - Определение конечной газоотдачи в зависимости от вариантов компримирования.

В работе проведены расчеты по определению коэффициента газоотдачи при вводе трех ступеней компрессоров и двух ступеней эжекторов. В случае ввода компрессоров эти точки совпадают с границами категорий энергетической классификации.

Из результатов расчетов, следует, что при внедрении эжекторов итоговый коэффициент извлечения газа не уступает КИГ, достигаемому при вводе только компрессоров.

Экономические затраты на внедрение предлагаемых решений.

Рассмотривается компримирование газа на промысле на примере одного УКПГ.

На УКПГ приходит газ из 80 скважин. В результате анализа работы системы промысла установлено, что для компримирования газа используют агрегаты ГПА-Ц-16. В работе рассмотрено компримирование газа этими компрессорами в три ступени. По данным производителей стоимость одного компрессора указанной мощности равна 78 млн. руб. Капитальные вложения в обустройство УКПГ составляют 28,5 млн. руб. на 1 млрд. куб м. газа годовой добычи.

Для обеспечения необходимой мощности потребуется создание УКПГ с 3-мя компрессорами, что в денежном выражении составит 1,29 млрд. руб.

Для расчета затрат на внедрение предлагаемой технологии доизвлечения газа стоимость одного газового эжектора с учетом работ по его установке равна 100 000 руб.

На рис. 10 приведена зависимость значений газоотдачи от внедрения компрессорной и эжекторной технологий компримирования.

Как видно из проведенной технико-экономической оценки структура капитальных затрат компрессорного варианта компримирования подвержена крайне нежелательному увеличению по мере выработки запасов газа, в то время как капитальные вложения в развитие эжекторной технологии не требуют столь существенных затрат для достижения сопоставимых коэффициентов газоотдачи.

Для оценки себестоимости добываемого газа при различных технологиях необходимо определить количество этого газа в зависимости от коэффициента газоотдачи.

По оценке специалистов ООО «Газпром ВНИИГаз» себестоимость природного газа при эксплуатации месторождений Западной Сибири в период падающей добычи становится более 800 руб. за 1000 куб.м (при курсе 1$= 30 руб.)

Капитальные затраты, млрд. руб.

0,5 1 1,5 2

2 ступень эжектора

1 ступень эжектора

3 очередь ГПА 2 очередь ГПА

1 очередь ГПА

Без компримирования

91

40 60

Газоотдача, %

Рис. 10 - Результаты сравнительного анализа предлагаемых технологий компримирования.

Себестоимость добычи газа при внедрении эжекторных технологий рассчитывается следующим образом:

(Зэж

с,

0?* ~77<)

где Сэж- себестоимость природного газа при внедрении эжекторов, руб./ЮОО куб.м.; 3Эж ~ затраты на оборудование и подключение газовых эжекторов, руб.; Зэ - эксплуатационные затраты, руб.; у\„ - конечная газоотдача, д.е.; ту - конечная газоотдача без компримирования. д.е.

Определяем Сэж=639 руб,/1000 куб.м. и сопоставляем значения компрессорного и эжекторного вариантов компримирования.

Сопоставление результатов расчетов газоотдачи и технико-экономических показателей в этих вариантах свидетельствует в пользу эжекторной технологии, требующей меньших капитальных затрат на внедрение и обеспечивающей на 21 % меньшую себестоимость добываемого газа.

Основные выводы диссертационной работы

Исследованы пути повышения степени извлечения природного газа из месторождений в период падающей добычи с применением эжекторных технологий:

1. Показано, что для достижения условий подачи добываемого природного газа потребителю при снижении пластового давления необходимо наращивать мощности дожимных компрессоров.

2. Установлено, что для увеличения давления входящего газа целесообразно устанавливать газовые эжекторы перед УКПГ.

3. Предложена методика обоснования применения газовых эжекторов для увеличения степени извлечения газа в завершающий период эксплуатации месторождений

4. Установлена область применения эжекторных технологий в системах сбора и подготовки природного газа для обеспечения максимального допустимого дебита с точки зрения разрушения призабойной зоны пласта.

5. Для повышения степени извлечения углеводородов при эксплуатации месторождений природных газов предложен метод оценки допустимого снижения устьевого давления при использовании газовых эжекторов. Получены соотношения, связывающие снижение устьевых давлений газовых скважин с величиной конечной газоотдачи и характеристиками эжекторных систем.

6. Осуществлено математическое моделирование работы системы сбора и подготовки природного газа при бескомпрессорной эксплуатации и различных вариантах компримирования. Результаты расчетов иллюстрируются вычислениями по определению места и времени подключения эжекторных технологий применительно к периоду падающей добычи в условиях газового и водонапорного режимов разработки.

7. Разработан алгоритм расчета характеристик (давлений высоко- и низконапорных потоков, коэффициента эжекции, давления смеси и т.д.) и конструктивных параметров эжекторов, обеспечивающих заданные значения технологических показателей разработки и доразработки залежи.

8. Предложена методика оценки технико-экономической эффективности применения эжекторных технологий при различной степени выработки запасов.

9. Сравнительный анализ компрессорного и эжекторного вариантов компримирования в период падающей добычи показал эффективность эжекторной технологии, требующей меньших капитальных затрат и обеспечивающей существенно меньшую себестоимость добываемого газа.

10. Усовершенствованные технологии эжектирования низконапорного газа высоконапорным могут быть эффективно использованы для повышения

степени извлечения природного газа в завершающий период эксплуатации месторождений.

Список основных работ, опубликованных по теме диссертации

1. Грязнова И. В., Омельченко Р. Ю. Некоторые вопросы добычи и использования низконапорного газа//Газохимия. - 2009. - №6(10). С.50-53.

2. Грязнова И. В. Применение эжекторов для эксплуатации газовых скважин//Газовая промышленность. - 2010. - №9. С. 28-29.

3. Грязнова И. В., Омельченко Р. Ю. Новые технологические решения при добыче и использовании низконапорного газа// Тр. РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина». - 2010. -№3. - С.42-47.

4. Расчет технологических показателей разработки газовых залежей при их компрессорной эксплуатации: программа для ЭВМ №2011610052/Басниев К. С., Ермолаев А. И., Соколов А. А., Грязнова И. В. - Опубл. 11.01.2011. -1с.

5. Грязнова И. В. Оценка конечной газоотдачи при применении эжекторных технологий на месторождениях природных газов//Управление качеством в нефтегазовом комплексе». - 2011. -№3. - С.5-9.

6. Грязнова И. В. Новые технологические решения при разработке месторождений природных газов в период падающей добычи// Новые технологии в газовой промышленности: Тез. докл. Восьмой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов. 6-9 октября 2009 г. - Москва, 2009. - С.48.

7. Грязнова И. В. Добыча и использование низконапорного газа// Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России: Тез. докл. VIII Всероссийской научно-технической конференции, посвященная 80-летию РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 1-3 февраля 2010 г. - Москва, 2010.-С. 166.

8. Грязнова И. В., Басниев К. С. Повышение эффективности разработки газовых месторождений на поздней стадии с использованием эжекторных технологий// Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения: Тез. докл. Международной научно-практической конференции. 28-29 октября 2010 г. - Москва, 2010. - С.72.

9. Грязнова И. В. Басниев К. С. Технологические решения при разработке месторождений природных газов в период падающей добычи// Рациональное природопользование: Тез. докл. итоговой конференции за 2010 год по приоритетному направлению. 15 декабря 2010 г. - Москва, 2010. -

С.16.

Соискатель:

Грязнова И. В.

Подписано в печать 01 ноября 2011 г. Объем 1,2 п. л. Тираж 100 экз. Заказ №472

Отпечатано в Центре оперативной полиграфии ООО «Ол Би Принт» Москва, Ленинский пр-т, д.37

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Грязнова, Инна Владимировна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ

ГАЗОВ В ПЕРИОД ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ.

1.1 Особенности разработки месторождений природных газов на завершающей стадии эксплуатации.

1.2Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения Медвежье.

1.3 Анализ системы сбора и подготовки газа в период эксплуатации месторождения.

1.40ценка остаточных запасов газа разрабатываемых месторождений.

1.5Динамика объемов добычи природного газа в различные периоды эксплуатации. бМетодика определения конечной газоотдачи месторождений природных газов в различные периоды эксплуатации.

1.6.1 Определение конечной газоотдачи залежи при естественном истощении пластовой энергии.

1.6.2 Определение конечной газоотдачи залежи при компрессорной эксплуатации.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1.

2 ПРИМЕНЕНИЕ ЭЖЕКТОРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ.

2.1 Принципы работы газовых эжекторов.

2.2Конструкции газоструйных аппаратов.

2.3Газодинамические характеристики газового эжектора.

2.4Применение газовых эжекторов в газонефтяной промышленности.

2.5Методика расчета основных параметров газоструйных аппаратов в газодобыче.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.;.

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ИЗВЛЕЧЕНИ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПЕРИОД ПАДАЮЩЕЙ ДОБЫЧИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ.

3.1 Определение газоотдачи месторождения при использовании газовых эжекторов.

3.2Определение конструктивных параметров эжекторов.

3.3Прогнозирование допустимого снижения устьевого давления на основе данных об эксплуатации скважин.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3.

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЖЕКТОРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ В ГАЗОДОБЫЧЕ.

4.1 Сравнительный анализ предлагаемых технологий компримирования природного газа.

4.20ценка себестоимости газа, добываемого в период падающей добычи при компрессорном и эжекторном вариантах компримирования.

4.3Определение объемов топливного и товарного газов при реализации предлагаемых вариантов компримирования.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.:.;.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение степени извлечения природного газа в период падающей добычи с применением эжекторных технологий"

В настоящее время одной из актуальных проблем газовой промышленности является повышение эффективности систем разработки месторождений природных газов, вступающих в завершающий период эксплуатации.

В 2009 году добыча газа по месторождениям ОАО «Газпром» составила более 450 млрд. куб.м газа. Доля газа, добываемого на месторождениях, находящихся на завершающей стадии эксплуатации постепенно снижается, но остается значительной, и- в 2009 году составила 1/3 от объема добываемого российского газа. Вследствие естественного истощения запасов объем добычи газа на указанных месторождениях может снизиться к 2020 году до 260 млрд. куб.м.

На заключительной стадии разработки месторождений остаточные запасы газа относят к трудноизвлекаемым по геолого-технологическим и экономическим критериям, а добываемый газ - к низконапорному по энергетическим и экономическим показателям [15].

Процесс истощения газовой залежи приводит к падению давления в точке подключения к магистральному газопроводу. Для обеспечения условий транспортировки газа начиная с момента достижения минимально допустимого давления подачи в магистральный газопровод необходимо компримирование добываемого газа. Однако, ввод и развитие дожимных мощностей требуют значительных затрат. Кроме этого, при вводе компрессоров в период падающей добычи возникают организационно-производственные сложности при практической реализации такой стратегии.

В связи с этим, представляет интерес исследование возможных путей реализации оптимального технологического обеспечения эксплуатации залежей с целью поддержания планируемых уровней добычи газа. Эта цель может быть достигнута за счет либо осуществления оптимальной стратегии поиска технологий в масштабе промысла при заданном наборе возможных мероприятий, либо путем внедрения принципиально новых средств, позволяющих осуществлять добычу газа в заданных объемах.

Одним из возможных направлений решения указанных проблем является применение эжекторных технологий. Не наращивая дожимные мощности увеличить давление низконапорного газа на входе в магистральный газопровод возможно за счет энергии высоконапорного потока, поступающего на эжектор после системы подготовки газа. Время и место подключения газового эжектора, характеристики его работы и конструкция в значительной мере влияют на давление в системе сбора и подготовки газа.

Поэтому поиск наиболее эффективных возможностей применения эжекторных технологий при эксплуатации месторождений природных газов в период падающей добычи является актуальным исследованием.

Целью работы является разработка методики и рекомендаций, позволяющих повысить технологическую и экономическую эффективность применения газовых эжекторов для увеличения степени извлечения газа из месторождений.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и исследование применения эжекторных технологий на месторождениях углеводородов и подземных хранилищах газа (ПХГ).

2. Разработка метода оценки допустимого снижения устьевого давления с использованием газовых эжекторов для повышения степени извлечения углеводородов при эксплуатации месторождений природных газов

3. Моделирование процессов совместной эксплуатации системы «скважины - дожимной комплекс» и «скважины - эжекторы -дожимной комплекс».

4. Разработка алгоритма расчета характеристик (давлений высоко- и низконапорных потоков, коэффициента эжекции, давления смеси и т.д.) и конструктивных параметров эжекторов, обеспечивающих заданные значения технологических показателей на различных этапах разработки месторождений.

5. Сравнительный анализ компрессорного и эжекторного вариантов компримирования в период падающей добычи природного газа.

6. Анализ технико-экономических показателей эффективности применения эжекторных технологий в изменяющихся промысловых условиях.

7. Апробация предлагаемых методов эксплуатации скважин в период падающей добычи.

При выполнении работы использованы методы теории нефтегазовой гидромеханики, газодинамики, теории проектирования и моделирования разработки месторождений природных газов.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Предложены методы и алгоритмы оценки конечной газоотдачи газовых залежей при применении эжекторных технологий.

2. Разработаны алгоритмы расчета технологических характеристик и конструктивных параметров газовых эжекторов, обеспечивающих заданные значения показателей разработки.

3. Впервые получены зависимости характеристик и конструктивных параметров газовых эжекторов от текущих значений технологических показателей.

4. Создана методика обоснования эффективности применения эжекторных технологий для повышения степени извлечения газа.

5. Показана технико-экономическая эффективность применения эжекторных технологий в период падающей добычи.

Защищаемые положения

1. Методика оценки конечной газоотдачи месторождения природных газов при применении эжекторов.

2. Метод оценки допустимого снижения устьевого давления при применении эжекторов для увеличения срока эксплуатации скважин.

3. Метод расчета характеристик газовых эжекторов, обеспечивающих заданную газоодачу.

4. Технико-экономическое обоснование применения газовых эжекторов в системах добычи природного газа.

5. Результаты апробации предложенных расчетных методов на промысловых примерах.

Практическая значимость работы

Разработанная методика оценки технико-экономической эффективности применения эжекторных технологий в изменяющихся промысловых условиях позволяет определять целесообразность различных стратегий поддержания заданных уровней добычи газа с использованием газовых эжекторов, согласовать режимы работы дожимных компрессорных станций и эжекторных систем.

Сравнительный анализ компрессорных и эжекторных технологий компримирования позволяет рекомендовать различные схемы применения эжекторов в системах обустройства месторождений, находящихся на завершающей стадии эксплуатации.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность коллективу кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина и её заведующему профессору Ермолаеву А. И. за поддержку, сотрудничество и ценные обсуждения в процессе выполнения работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Грязнова, Инна Владимировна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исследованы пути повышения степени извлечения природного газа из месторождений в период падающей добычи с применением эжекторных технологий:

1. Показано, что для достижения условий подачи добываемого природного газа потребителю при снижении пластового давления необходимо наращивать мощности дожимных компрессоров.

2. Установлено, что для увеличения давления входящего газа целесообразно устанавливать газовые эжекторы перед УКПГ.

3. Предложена методика обоснования применения газовых эжекторов для увеличения степени извлечения газа в завершающий период эксплуатации месторождений

4. Установлена область применения эжекторных технологий в системах сбора и подготовки природного газа для обеспечения максимального допустимого дебита с точки зрения разрушения призабойной зоны пласта.

5. Для повышения степени извлечения углеводородов при эксплуатации месторождений природных газов предложен метод оценки допустимого снижения устьевого давления при использовании газовых эжекторов. Получены соотношения, связывающие снижение устьевых давлений газовых скважин с величиной конечной газоотдачи и характеристиками эжекторных систем.

6. Осуществлено математическое моделирование работы системы сбора и подготовки природного газа при бескомпрессорной эксплуатации и различных вариантах компримирования. Результаты расчетов иллюстрируются вычислениями по определению места, и времени подключения эжекторных технологий применительно к периоду падающей добычи в условиях газового и водонапорного режимов разработки.

7. Разработан алгоритм расчета характеристик (давлений высоко- и низконапорных потоков, коэффициента эжекции, давления смеси и т.д.) и конструктивных параметров эжекторов, обеспечивающих заданные значения технологических показателей разработки и доразработки залежи.

8. Предложена методика оценки технико-экономической эффективности применения эжекторных технологий при различной степени выработки запасов.

9. Сравнительный анализ компрессорного и эжекторного вариантов компримирования в период падающей добычи показал эффективность эжекторной технологии, требующей меньших капитальных затрат и обеспечивающей существенно меньшую себестоимость добываемого газа.

10. Усовершенствованные технологии эжектирования низконапорного газа высоконапорным могут быть эффективно использованы для повышения степени извлечения природного газа в завершающий период эксплуатации месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Грязнова, Инна Владимировна, Москва

1. Абрамович Г. Н. Прикладная газовая динамика. -М.: Наука, 1976. -824 с.

2. Абрамович Г. Н. Турбулентное смешение газовых струй. -М.: Наука, 1974-204 с.

3. Андреев О.П., Батозский В.Д., Елистратов В.В. Эксплуатация ГКМ в период падающей добычи// Газовая промышленность. 2002. -№12. -С. 36-39

4. Андреев О. Ф., Басниев К. С., Берман Л. Б. и др.' Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири. -М.: Недра, 1984.-212 с.

5. Аркадов Ю. К. Новые газовые эжекторы и эжекционные процессы. -М.: Физматлит, 2001. 336 с.

6. Бараз В. И. Добыча нефтяного газа. М.: Недра, 1983. - 252 с.

7. Басниев К. С. Добыча, транспорт газа и газового конденсата. -М.: Недра, 1985.-241 с.

8. Басниев К. С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. Москва-Ижевск: институт компьютерных исследований, 2003 г. - 312 с.

9. Басниев К.С., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г., Каприелов К.Л., Ермилов О.М., Чугунов Л.С. Эксплуатация крупных месторождений Крайнего Севера на завершающей стадии// Газовая промышленность. 2000. -№4. - С. 20-22

10. Ю.Басниев К. С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник. -М.: Недра, 1993.-416 с.

11. Басниев К.С., Розенберг Г. Д., Исаев В. И., Райский Ю. Д. и др.// Обзорная информация ВНИИЭгазпрома: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1991. - Ч. I - 35 с.

12. Богданов Ю.М., Мельников В.Н. Использование струйных аппаратов при создании ПХГ// Газовая промышленность. 1997. - №5. - С. 2729.

13. Бранчугов В. К., Гаврилов Е. И., Гарипов В. 3., Козловский Е. А., Краев А. Г., Литвиненко В. С. и др. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. Состояние и прогноз. -М.: Институт геолого-экономических проблем, 2004. 548 с.

14. Булатов А. И., Качмар Ю. Д., Макаренко П. П., Яремийчук Р. С. Освоение скважин: Справочное пособие. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. — 472 с.

15. Валеев М.М., Сахипов Ф.А., Лапытов А.Г. Повышение продуктивности газовых скважин// Газовая промышленность. 2000.- №8. С. 38-39

16. Вяхирев Р. И., Коротаев Ю. П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. - 412 с.

17. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. М.: Наука, 2002. - 255 с.

18. Гриценко А. И., Алиев 3. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. 523 с.

19. Гриценко А. И., Истомин В. А., Кульков А. Н., Сулейманов Р. С. Сбор и промысловая подготовка газа на Северных месторождениях России. М.: Недра, 1999. - 473 с.

20. Дейк Л. П. Практический инжиниринг резервуаров. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2008. — 668 с.

21. Джеймс Ли, Генри В. Никенс, Майкл Уэллс Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2008. - 359 с.

22. Ермолаев А. И. Модели формирования вариантов размещения скважин на залежах нефти и газа: Учебное пособие. М.: МАКС Пресс, 2010.-80 с.

23. ЗО.Зиберт Г. К., Зиберт А. Г., Валиуллин И. М. Инновационные технологии утилизации низкопотенциальных газов с применение струйных компрессорных агрегатов//Газовая промышленность. -2010.-№11.-С. 20-22

24. Иванов С. И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. -М.: Недра, 2006.-565 с.

25. Инструкция по расчету и применению газовых эжекторов. -М.: ГОСИНТИ, 1958. 55с.

26. Инструкция по эксплуатации эжекторов. -М.: ВНИИГаз, 1982.

27. Казарян В. А., Цыбульский П. Г., Богданов Ю. М., Салохин В. И. Эксплуатация подземных хранилищ газонефтепродуктов в отложениях каменной соли. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. -456 с.

28. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - 40 с.

29. Карташов В.Ю., Гавшин М.А., Храбров И.Ю. Оперативный контроль дебита скважин и выноса механических примесей//Газовая промышленность. -1996. №1-2. - С. 55-59

30. Кириленко В. Н. Повышение эффективности работы компрессоров при закачке газа в подземное хранилище// Газовая промышленность. -1974. -№9. С.28-29

31. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ//Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. -М.: Гостоптезиздат, 1957. С. 116-139.

32. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., Бучин А.Н., Воинов В.В. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1962. — 730 с.

33. Кудинов В. И., Сучков Б. М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. Изд-во, 1996. —414 с.

34. Лапердин А.Н. Геолого-технологические основы совершенствования разработки сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири.

35. Дис.док. геолог.-минер. наук/ТЮМЕЕНИИгипрогаз. Тюмень,2006. 454 с.

36. Масленников В. В., Крылов Г. В., Маслов В. Н., Лапердин А. Н., Меркушев М. И. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000.-244 с.

37. Маслов В. Н. Методология и технология управлениям разработкой крупных газовых месторождений севера Западной Сибири. Дис.док. тех. наук 25.00.17/ ТЮМЕННИИгипрогаз. Тюмень, 2007. -382 с.

38. Маслов В. М. Концепции анализа и совершенствования техники и технологии промысловых подготовки и транспорта газа. Ташкент: Фан, 1997.-657 с.

39. Меныников С. Н. Будущее за Ямалом// Корпоративный журнал ОАО «Газпром». 2011. - №1-2. - С. 12-14.

40. Паневкин A.B. Эжекционные технологии для интенсификации разработки нефтегазовых месторождений//Газовая промышленность. -2009.-№4-С. 24-26.

41. Панфилов М.Б. Газоотдача неоднородных залежей и технологически извлекаемые запасы газа//Газовая промышленность. 1997. - №11. -С. 28-30.

42. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР/ТюменНИИгипрогаз. Тюмень, 1987. — 401 с.

43. Христианович С. А., Гальпердин В. Г., Миллионщиков М. Д., Симонов JI.A. Прикладная газовая динамика. М.: ЦАГИ, 1948. -201 с.

44. Ремизов В.В., Конторович А.Э., Ермилов О.М., Кононов В.И., Тер-Саакян Ю.Г. Каприелов K.JI., Чупова И.М., Чугунов J1.C. Разработка газовых месторождений севера Западной Сибири// Газовая промышленность. 2000. - №8. - С. 26-28.

45. Слободкина Ф. А. Основы газовой динамики. Специальные главы. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. 323 с

46. Соколов Е. Я., Зингер Н. М. Струйные аппараты. -М.: Энергоатомиздат, 1989. 352 с.

47. Способ сооружения подземного резервуара в залежах каменной соли/ Богданов Ю.М., Грохотов В. А., Вологин В. В., Шуляченко А. Н. -Патент РФ №2068806 Изобретения. - 1996.

48. Способ эксплуатации подземных газохранилищ в растворимых породах/Богданов Ю. М., Игошин А. И., Смирнов В. И. Патент РФ №2304555 - Изобретения. - 2007.

49. СТО Газпром 2-3.5-379-2009 Методика расчета режимов работы газовых эжекторов в системе ПХГ. — М.: ООО «Газпром ЭКСПО», 2009. 64 с.

50. Сучков Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин. Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999 - 645 с.

51. Тер-Саркисов Р. М. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. 407 с.

52. Тер-Саркисов Р. М., Амурский Г. И., Степанов Н. Г. Классификация извлекаемых остаточных запасов газа//Газовая промышленность. — 2000.-№12.-С. 32-33.

53. Тер-Саркисов P. M., Цыбульский П. Г., Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г. Особенности освоения Уренгойского месторождения//Газовая промышленность. 2000. - №4. - С. 20-22.

54. Тер-Саркисов Р. М. Разработка месторождений природных газов. -М.: Недра, 1999. -547 с. '

55. Технико-экономическое обоснование бурения боковых стволов в бездействующих и низкодебитных скважинах Медвежьего месторождения. Отчет о НИР/ ООО «ТюменНИИгипрогаз». — 2008. — Тюмень. — 185 с.

56. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2008. -672 с.

57. Устройство для сооружения подземного резервуара в растворимых формациях/Богданов Ю.М., Орехва И. В., Смирнов В. И., Чумиков H. Н. Патент РФ №2041143. - Изобретения. - 1995.

58. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения напоздней стадии эксплуатации. Отчет о НИР/

59. ООО «ТюменьНИИгипрогаз». 2000. - Тюмень. - 447 с.

60. Хафизов Ф. 3. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. СПб.: Недра, 1991. - 264 с.

61. Хорошилов В. А. О расчете эжекторов при использовании их в системе обустройства ПХГ. Транспорт и хранение газа// Реф. Сб. ВНИИЭгазпрома. 1980. - №9. - С.25-29.

62. Царев И.Н., Васяев Г.М. Эксплуатация газовых месторождений на поздней стадии разработки// Газовая промышленность. 1987. - №7. -С. 40-41.

63. Царев И.Н. Использование эжекторов для повышения эффективности работ КС//Газовая промышленность. 1998. - №12. - С. 38-39.

64. Царев И.Н. Применение первичных источников энергии газа//Газовая промышленность. 1992. - №6. - С. 14-16.

65. Царев И. Н. Применение эжекторов в газосборных и газораспределительных сетях газовой и нефтяной промышленности. Дис. . канд.техн.наук: 05.15.13 /ВНИИГаз. -М., I960. 179с.

66. Чарный И. А. Основы газовой динамики. М.: Гостоптехиздат, 1961. - 200с.

67. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. - 436 с.

68. Шулятиков В.И., Маловичко Л.П., Сидорова С.А., Шулятиков И.В., Ушаков А.С. Автоматизированные технологии для эффективной эксплуатации скважин//Газовая промышленность. — 2002. — №12. -С.40-44.

69. Шушин Н. А. Управление регуляторами давления с помощью эжектора//Газовая промышленность. — 2009. №4. — С.82-84.

70. Щукин В. К., Калмыков И. И. Газоструйные компрессоры. -М.: Машгиз, 1963.-146 с.

71. Basniev K.S., Dmitriev N.M., Chilingar G. Mechanics of fluid (gas-oil-water) flow. Moscow-Izhevsk: Institute of Computer Science, SPC

72. Regular and Chaotic Dynamics», 2010. 560 pp.th

73. Fodor Jmre. Calculation of the air-driven air injector. Proceeding of 8conference of Fluid machinery, vol.1, Budapest, 1987, p. 234-242.

74. Rankin M. Proceedings of the Royal Soc., 1870

75. Turpin J.L., Lea J.F., Bearden J.L. «Gas Liquid Flow through Centrifugal Pumps-Correlation of Data», Proc. 33rd Annual Meeting of SWPSC, Lubbock, TX, 1986.

76. Wiggins M., Gasbarri S. «A Dynamic Plunger Lift Model for Gas Wells», SPE 37422, Presented at the Oklahoma City Prodacton Operations Symposium, 1997.

77. Zeuner G. Lokomotivenblasrohr,1863.