Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Создание методики математического моделирования разработки газогидратных месторождений термическими методами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Создание методики математического моделирования разработки газогидратных месторождений термическими методами"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.279

Нифантов Александр Викторович

Создание методики математического моделирования разработки газогидратнчх месторождений термическими методами

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2006

Диссертация выполнена на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор К.С. Басниев Официальные оппоненты:

доктор химических наук В.А. Истомин

кандидат технических наук С.В. Колбиков

Ведущая организация - Институт проблем нефти и газа РАН

Защита состоится «£Г» ьсс&л. 2006 г. в 15-00 часов в ауд. 731 на заседании диссертационного совета Д 212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу 119991, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан «#» (^Длил 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

си—

Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. За последние пятьдесят лет в мире накоплен большой объем информации по распространению скоплений газа в твердом гидратном состоянии, открыто более двухсот газогидратных месторождений. Интерес к ресурсам природных газогидратов приобрел транснациональный характер.

Результаты исследований условий образования, стабильного существования и свойств гидратов позволяют прогнозировать их наличие в различных регионах суши и мирового океана. Около 98% ресурсов газовых гидратов сконцентрировано в акваториях Мирового океана и только 2% находится в приполярных зонах распространения многолетних мерзлых пород. Запасы природного газа в твердом ' гидратном состоянии оцениваются на два порядка больше, чем доказанные мировые запасы традиционного природного газа и составляют по оценкам специалистов 21,0-1015 м3 в акваториях мирового океана и 0,4-1015 м3 на суше.

В настоящее время во многих странах мира изучению гидратов уделяется большое внимание. В некоторых из них (США, Япония, Канада, Индия, Китай, Южная Корея, Норвегия, Тайвань) существуют государственные программы по исследованию свойств гидратов и созданию методов добычи газа из газогидратных залежей.

Следует отметить, что только в России накоплен уникальный опыт добычи газа из Мессояхского газогидратного месторождения, которое разрабатывается с 1970 г. Рассматриваются возможные варианты извлечения газа из группы газогидратных месторождений Нанкай (Япония), эксплуатацию которых планируется начать уже в ближайшие годы. Готовится к разработке газогидратное месторождение Маллик на севере Канады.

Развитие промышленной эксплуатации газогидратных залежей, расположенных, главным образом, в сложных геологических и климатических условиях требуют создания методов добычи метана из газогидратных месторождений. Одним из направлений создания научных основ разработки и эксплуатации таких месторождений является проведение модельных математических экспериментов на основе информационных систем с ф) оза.

Таким образом, скопления гидратов природных газов на Земном шаре рассматриваются в качестве крупнейшего ресурса для развития энергетики всего мира и России в частности. В связи с этим создание способов разработки газогид-ратных месторождений является актуальной задачей.

Цель работы. Создание методики математического моделирования разработки месторождений природных газогидратов термическими методами. Основные задачи исследования:

1. Исследование особенностей разработки месторождений природных газовых гидратов с помощью термических методов.

2. Создание методики и математической модели прогнозирования разработки газогидратных месторождений термическими методами.

3. Исследование влияния гидратонасыщенности на показатели разработки га-зогидратной залежи.

4. Обоснование и выбор способов разработки газогидратных месторождений термическими методами с использованием различных теплоносителей. Научная новизна. На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:

- предложены новые способы разработки месторождений природных газогидратов термическими методами;

- поставлены и решены новые задачи двухфазной неизотермической фильтрации с учетом диссоциации гидратов газа в пористой среде;

- создана математическая модель прогнозирования разработки газогидратных месторождений термическими методами.

Методы решения »оставленных задач. Поставленные задачи решены на основе теории многомерной двухфазной двухкомпонентной неизотермической нестационарной фильтрации в пористой среде путем создания геолого-математических моделей фрагмента газогидратного месторождения. Использовались результаты физико-химических исследований разложения гидрата в пористой среде, производился учет влияния капиллярных и гравитационных сил, степени насыщения пор гидратом метана, изменения свойств газа и воды от давления и

температуры.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием современных методов математической физики, разработкой вычислительных алгоритмов на базе общетеоретических концепций двухфазной двухкомпонентной неизотермической фильтрации, проведением тестовых расчетов, согласующихся с результатами автомодельных решений и экспериментальными исследованиями.

Практическая значимость. Практическая ценность полученных результатов заключается:

- в обосновании способов разработки газогидратных месторождений;

- созданная математическая модель и программный продукт рекомендуются для проектирования разработки газогидратных месторождений, а также газовых месторождений с учетом неизотермических процессов двухфазного течения газа и воды в пористой среде.

Защищаемые положения:

1. Методика математического моделирования разработки газогидратных месторождений термическими методами и программа ее реализации.

2. Установленная зависимость технологических показателей разработки газо-гидратной залежи от ее гидратонасыщенности.

3. Обоснование способов применения термальной воды нижележащих пластов как рабочего агента для осуществления диссоциации природных газогидратов в пластовых условиях и интенсификации добычи газа из газогидратных месторождений.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

- I научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.;

- международной конференции по исследованиям в газовой промышленности ЮЯС2004, г. Ванкувер, Канада, 2004 г.;

- 4-ом международном семинаре «Горизонтальные скважины», РГУ нефти и

газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.;

- 13юм европейском симпозиуме по нефтеотдаче IOR2005, г. Будапешт, Венгрия, 2005 г.;

- 17-ом международном круглом столе «Natural Gas - from Reservoir to the Burner Tip», г. Дубровник, Хорватия, 2005 г.;

- 5-ой международной конференции по газовым гидратам ICGH2005, г. Трондхейм, Норвегия, 2005 г.;

- VI всероссийской конференции молодых ученых и специалистов «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефги и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2005 г.;

- На научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации газовых и газо-конденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в 2002 -2005 гг.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 9 работ. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы из 160 наименований. Содержание диссертации изложено на 141 страницах машинописного текста, включая 35 рисунков и 10 таблиц.

Автор выражает искреннюю признательность профессорам: К. Азизу (США), Р.Д. Каневской, Б.Е. Сомову, д.т.н. Э.С. Закирову, к.т.н. В.М. Пищухину за ценные советы и консультации в процессе выполнения работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении изложены актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи и методы исследований, научная новизна и защищаемые положения/

В первой главе диссертационной работы выполнен анализ изученности свойств газовых гидратов, условий их образования и разложения, рассмотрены различные типы залежей природных газогидратов, возможные способы их разработки и предлагаемые термические методы интенсификации разложения г идрат а

в пористой среде.

История изучения газовых гидратов началась в XVIII веке с получения Дж. Пристли, Б. Пелетье, Г.Дэви и В. Карстеном гидратов сернистого газа и хлора, составы которых были определены в начале XIX века А. Деляривом и М. Фа-радеем. В первой половине XX века проводились фундаментальные исследования свойств техногенных и искусственных гидратов Е. Гаммершмидтом, У. Дитоном, Е. Фростом, Д. Катцем, Р. Кобаяши. Кристаллическую структуру клатратов многих газов определили М. Штакельберг, Г. Мюллер и J1. Полинг.

В прошлом столетии теоретическими и экспериментальными исследованиями свойств газовых гидратов в СССР занимались Г.А. Саркисьянц, И.Е. Хода-нович, П.А. Теснер, Б.В. Дегтярев, Э.Б. Бухгалтер, Г.В. Пономарев, С.Ш. Бык, В.И. Фомина, Ю.П. Коротаев, А.Г. Гройсман, Д.Ю. Ступин, Э.В. Маленко, Р.М.Мусаев и др. Выдающийся вклад в решение проблемы существования газогидратов в природных условиях внесли И.Н. Стрижов, Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макогон, A.A. Трофимук, Н.В. Черский, В.Г. Васильев. Развитию этих исследований посвящены работы Э.А. Бондарева, В.П. Царева, В.А. Ненахова, Н.М. Чемакина,

A.C. Схаляхо, К.Л. Унарокова, А.Д. Безносикова, P.C. Богатыренко и др.

Проблемы техногенных гидратов изучали Г.Д. Бабе, Э.А. Бондарев,

B.А. Хорошилов, В.А. Истомин, B.C. Смирнов, В.Г. Квон. В широком диапазоне термобарических условий крупные фундаментальные исследования проведены в Новосибирске в филиале СО РАН Ф.А Кузнецовым, Ю.А. Дядиным, В.Р. Бело-слудовым, В.И. Косяковым, В.Л. Богатыревым, Т.В. Родионовым, Д.В. Солдато-вым, Е.Ж. Ларионовым, Ф.В. Журко, В.Т. Мартынец, П.П. Безверхим и др. В исследование гидратов акваторий морей и океанов значительный вклад внеси Г.Д. Гинсбург и В.А. Соловьев.

В настоящее время в России проблемами газовых гидратов активно занимаются Э.А. Бондарев, В.А. Истомин, В.Р. Белослудов, О.Ю. Баталии, В.Г. Квон, К.С. Басниев, В.Б. Нагаев, В.В. Кульчицкий, Е.М. Чувилин, B.C. Якушев и др. Среди зарубежных специалистов, работающих в этой области, следует в Китае выделить К. Гуо, в Японии - И.П. Хонда, Т. Учида, Т. Эбинума, X. Нарита, С. Та-

нака, И. Масуда, в США - Д. Слоун, Ю.Ф. Макогон, Дж. Холдер, Т. Коллетт, Дж. Морндис, в Канаде - Дж. Рипмнстер, Р. Бишной, II. Энглезос, в Великобритании - Б. Тохиди и др.

Сегодня ресурсы природного газа в скоплениях гидратов по всему миру рассматриваются как весьма перспективный источник энергии. Для промышленной эксплуатации месторождений природных газовых гидратов необходимо учитывать начальные термобарические условия, так как от этого существенным образом будет зависеть выбор того или иного метода воздействия на пласт. Следует отметить, что начальная гидратонасыщенность является одним из критериев принятия решения о разработке месторождения. Существует необходимость разработки методов воздействия на вскрытые скважиной газогидратные залежи, чтобы добиться эффективного разложения гидратов на газ и воду с последующим их отбором традиционными способами.

Известны четыре способа воздействия на газогидраты, приводящие к их диссоциации: понижение пластового давления ниже равновесного, повышение пластовой температуры выше равновесной, инжекция в пласт способствующих разложению гидратов ингибиторов, воздействие высокочастотными полями.

Одним из наиболее перспективных способов разработки газогидратных месторождений может быть применение термических методов. Их сущность состоит в закачке жидкого или газообразного теплоносителя под непроницаемую подошву газогидратного пласга или же в саму залежь для того, чтобы создать благоприятные условия разложения твердых газогидратов.

Наиболее доступным методом добычи газа из газогидратов является закачка горячей воды непосредственно в пласт. Однако применение это оправдано лишь в том случае, когда суммарные затраты энергии на разложение гидратов в залежи не превышают количество энергии, получаемой при сжигании добытого газа. Такому требованию удовлетворяют термальные воды нижележащих горизонтов. В данной диссертации рассматривается возможность создания системы скважин, соединяющей газогидратную залежь и нижележащие пласты с термальными водами (рис. 1). Для подъема горячей воды в гидратонасыщенные горизонты можно

использовать технологию газлифта или забойные насосы. По мере разложения гидрата в газогидратной залежи предполагается отбирать газ и часть воды через горизонтальные добывающие скважины. Остальная часть охлажденной воды должна возвращаться обратно в водоносные пласты.

Пласт с термальными водами

Рис. I. Схема подвода теплоносители в гаюгидратную залежь

Другим методом может быть подача тепловой энергии к газогидратной залежи снизу через ее подошву. Предлагается создавать хранилище жидких радиоактивных отходов (ЖРО) посредством их закачки в пропласток с хорошими кол-лекторскими свойствами, расположенный под непроницаемой подошвой газогидратной залежи. В случае отсутствия такого пропластка может быть создана система горизонтальных скважин ниже газогидратного пласта, в которых производится установка герметичных контейнеров (капсул) с ЖРО. Затем горизонтальные стволы с рабочим агентом должны изолироваться путем установки цементного моста ниже подошвы продуктивного пласта во избежание проникновения отходов в зону отбора газа.

Для реализации этих методов в промышленных условиях в диссертации были поставлены задачи по созданию методики математической модели прогнозирования показателей разработки газогидратных месторождений термическими методами.

Во второй главе предложена постановка задачи моделирования разработки гидратных месторождений, включающая в себя основные уравнения начальные и граничные условия, особенности учета разложения гидратов в пористой среде и замыкающие соотношения.

Сравнение различных вариантов подвода теплоты к фрагменту газогидрат-

ной залежи производится с помощью проведения математических экспериментов.

В постановке задачи делались следующие предположения. В начальный момент времени система «газ-вода-гидрат» находится в термодинамическом равновесии. В процессе фильтрации участвуют только вода и газ, порода и гидрат принимаются неподвижными. В качестве газа рассматривается метан. По мере того, как при разработке залежи падает пластовое давление или повышается температура в случае подвода тепловой энергии, гидраты разлагаются на газ и воду:

п11,0 СИ, (гш)рат) -» пН/^вода) + С7/4 (ли), (1)

где п - число молекул воды, приходящихся на одну молекулу метана в твердом

гидратном состоянии. В модели п принималось равным 6.

Массобмен в системе «метан - вода - гидрат метана» с учетом неизотермического течение двухкомпонентной {1=% - метан и /=и> - вода) двухфазной (а=£ -газообразная фаза и а=н> - жидкая фаза) смеси в пористой среде описывается системой уравнений, получаемых комбинацией уравнений неразрывности для отдельных компонентов с обобщенным законом Дарси:

-Мло:]-^. / = (2)

и закона сохранения массы для твердой газогидратной фазы:

¿Ил]-«». (3)

где а - номер фазы; I - номер компонента; р" ~ давление в а-ой фазе в точке пласта с координатами х, у и г в момент времени г; р, С, ц - плотность, растворимость 1-го компонента в от-ой фазе и коэффициент динамической вязкости а-ой фазы; ка - относительная фазовая проницаемость для а-ой фазы; К - проницаемость; т - коэффициент пористости; 5*а - псевдофункция насыщенности пористой среды ог-ой фазой, то есть насыщенность порового пространства подвижной фазой а, когда в качестве коллектора рассматривается совокупность частиц породы и кристаллов гидрата (совокупность твердой фазы); 5/, - гидраюнасыщен-ность; ц — массовая плотность отбора 1-го компонента из единицы объема пласта в момент времени г; </;, - массовая скорость диссоциации гидрата; # - ускорение свободного падения; И - высотная отметка центра масс (барицентра) ячейки сетки.

Поскольку поровый объем заполнен газом, водой и гидратом и учитывается взаимная растворимость метана и воды, то система уравнений (2) и (3) дополняется следующими соотношениями:

= (4)

Чтобы получить реальные значения насыщенности воды и газа в пористой среде, производится следующее преобразование:

1 = „,к. (5)

Теплотами фазовых переходов водяной и газообразной фаз пренебрегапось,

так как их вклад значительно меньше теплоты, поглощаемой при разрушении

гидрата, и не рассматривалась прямая задача испарения воды или конденсации

метана. Следовательно, закон сохранения энергии принимался в виде:

д[{рСХТ-тРкСк^Р] _ ---+ V -[р.и-.С^Г + р^С т (Т + сыР)\ =

= ___(6)

(рСр\ =(\-т)р,Ср, (7)

К ^'-^Н'-^К, (8)

где индексом е обозначены эффективные значений термодинамических параметров единой системы «пористая среда - гидрат метана - метан - вода», индексами ¿»ий- пористая среда, газовая, жидкая и гидратной фазы соответственно. Здесь С/, и Л - изобарная теплоемкость и теплопроводность; г/, и е, - дифференциальные коэффициенты адиабаты и Джоуля-Томпсона; Q..|> - интенсивность теплообмена через границы залежи с окружающими ее породами; - интенсивность теплового источника или стока; ()), - теплота диссоциации гидратов в единичном объеме в единицу времени:

при этом Еи - мольная энергия разложения гидратов.

Граничными условиями при решении задачи являлись: непроницаемость границ залежи для газа и воды:

= О, где п - нормаль к границе рассматриваемой области,а = (10)

дп

массовые источники или стоки ц', моделирующие работу скважин; источники и

стоки тепла через границы залежи и скважины.

Предполагалось, что температура пород T„a/M, окружающих газогидратное месторождение, на некотором расстоянии AL от его границ (пограничных ячеек сетки) может быть постоянной. Вследствие этого, теплообмен гидратонасыщен-ного коллектора с окружающими его породами зависит от разности температур

Tnvpofi " ^v»1

r^-TP). (II)

Здесь T<v - температура фаниц месторождения, Л„„/1и<1 - теплопроводность пород, лежащих за пределами продуктивных газогидратных пластов.

В скважинных блоках интенсивность теплового источника либо стока задавалась:

=ч"сРЯт,<*=к,»-, (12)

В качестве начальных условий принимались начальные распределения давления, температуры, насыщенности воды и гидрата по всем ячейкам конечно-разностной сетки, представляющей газогидратную залежь:

p"'- = p'0(x,y,z),a = g, и-; Т"° = To(x,y,0) + a[h(x,y,z)-h(x,y,0)], где G - геотермический градиент;

S-;a = Sal)(x,y,z),a=g.w.h. (13)

Для учета разложения гидратов применяется кинетическая модель Кима-

Бишного (1987)*. В соответствии с ней определялась массовая интенсивность разложения гидрата и высвобождения при этом метана и воды:

Ч^-М^/М,. (14)

Чк = K.U^mS, [Л,(П-Л]. (15)

Ч^М.пц^М^, (16)

где Мл, Mg и Mw - молекулярные массы гидрата, метана и воды;/, и/- коэффициенты летучести метана для равновесных и пластовых условий; А%ц - удельная площадь поверхности гидратов; К и - константа скорости диссоциации:

(17)

Здесь - константа внутренней диссоциации, АЕ - энергия акгивации; R - газо-

* Km Н С, Bishnui Р R. HeiJemann К А , Rizvi S S Н Kinetics of methane hydrate decomposition // Cheinieul Engineering Science. - 1987. - Vol. 42 7 - P. 1654-1653

вая постоянная; Г-температура.

Одним из основных аспектов моделирования процессов разработки газо-гидратных залежей является выбор замыкающих соотношений. Параметры и свойства флюидов, гидратов и пористой среды выбирались следующим образом.

Предполагалось, что свойства метана и воды зависят от давления и температуры. Влиянием солености воды на ее свойства пренебрегалось. Для учета нелинейности рассматриваемой системы уравнений значения всех коэффициентов и их производных, зависящих от переменных задачи, определялись неявно на текущем временном слое, что обеспечивало устойчивость и быструю сходимость применяемых численных методов.

Изменение различных свойств флюидов и пористой среды от давления и температуры рассчишвалось по существующим методикам, применяемым при моделировании «традиционных» месторождений углеводородов, и представлялось в виде двумерных таблиц, которые хранились в файлах исходных данных.

Для коллектора производится учет изменения пористости от давления и температуры. Остальные свойства породы (плотность, теплоемкость и теплопроводность) принимались постоянными.

Процесс разложения гидратов метана в пористой учитывается с помощью зависимости равновесного давления от температуры, которая была получена Ю.Ф. Макогоном (2003) в лабораторных условиях.

Влияние степени гидратонасыщенности пористой среды на ее проницаемость впервые было изучено российскими учеными: сначала A.C. Схаляхо (1974), позднее K.J1. У нароковым (1981). Не так давно японскими исследователями были проведены подобные эксперименты на искусственных кернах, состоящих из песка ра¡личного гранулярного состава (X. Минигава и др., 2005). В результате была получена степенная зависимость проницаемости от гидратонасыщенности:

* = *„(!-.^Г. (18)

где Ко - абсолютная проницаемость породы (в отсутствии гидрата); N - параметр, который определяется лабораторными методами для различных коллекторов и изменяется в пределах 2,5 - 9,8. В расчетах N принимался равным 3.

Зависимости остальных свойств гидрата метана структуры I от давления и температуры принимались постоянными.

Рис. 2. Зависимость относительных фшовых проницаемостей метина и виды, а также капиллярного давления от псевдофункции водонисыщенности

Полагалось, что двухфазная двухкомпонентная фильтрация метана и воды может происходить только в пустотах породы, заключенных между минеральными частицами (или их агрегатами) и кристаллами гидратов. Следовательно, относительные фазовые проницаемости и капиллярное давление р,=рк-рш должны зависеть от псевдофункции водонасыщенности то есть доли воды в порах коллектора с учетом их заполнения твердым гидратом. В данной диссертации использовались кривые фазовых проницаемостей и капиллярного давления, которые получены экспериментально для искусственных кернов, насыщенных гидратами метана (рис. 2) (Т. Ан и др., 2005).

Таким образом, приведенные зависимости выбраны в качестве основных для моделирования разработки газогидратных залежей.

В третьей главе представлена методика численной реализации задачи разработки гидратных месторождений термическими методами, особенности моделирования скважин произвольной конфигурации, алгоритм и программа расчетов.

Предложенная во второй главе система уравнений решается с помощью численных методов, при этом пространство и время представляются в дискретном виде. Пространство задается в виде сетки с конечным числом ортогональных ячеек, в которых определяются средние значения давлений, температур и насыщен-ностей для всех фильтрующихся фаз и гидрата.

Система уравнений (2, 3 и 6) представляется в неявном виде, используя

лианеризацию Ньютона-Рафсона, и решается с помощью итерационного метода ORTHOM1N.

В ячейках, вскрытых скважинами, рассматриваем два давления: давление в центре разностного блока, определяемого из решения разностных уравнений фильтрации, и забойное давление в скважине. Перепад между этими давлениями определяет приток газа и воды к скважине в рассматриваемой ячейке. Дебит компонентов вычисляется по неявной схеме, учитывая забойное давление в скважине в единой схеме вместе с фильтрационными уравнениями. Для учета потерь давления в стволе скважины в работе используется «модель дрейфа» (GeoQuest, Eclipse).

Рассматриваемая в диссертации задача реализована в компьютерной программе на языке Fortran95. Для удобства ввода исходных данных и обработки результатов расчетов создан графический интерфейс пользователя. Он состоит из двух модулей: предпроцессора и процессора. В предпроцессоре осуществляется ввод, редактирование и сохранение исходных данных, граничных и начальных условий в отдельные файлы; в процессоре - считывание файлов с результатами расчетов и их обработка и визуализация.

Для адаптации программы математического моделирования разработки га-зогидратных месторождений использовались автомодельные решения (Щебетов, 2005). Они позволили дать качественную картину отдельных сторон исследуемых процессов и установить зависимость характерных величин от различных параметров задачи. В качестве эталонного решения принималась плоско-параллельная автомодельная задача разложения гидратов в пористой среде.

Сравнивая автомодельные и численные результаты расчетов простых модельных задач, было показано, что предложенная методика математического моделирования может быть использована для прогнозирования процессов, происходящих при разработке гидратной залежи.

В четвертой главе приводятся начальные и граничные условия рассматриваемых вариантов расчетов показателей разработки элемента газогидратного месторождения термическими методами.

Для изучения влияния начальной гидратонасыщенности на показатели разработки газогидратной залежи с помощью различных термических методов необходимо было провести математические эксперименты. Их суть заключалась в том, что решалась система уравнений (2, 3 и 6), для которой определлись начальные и граничные условия (9-13).

В диссертации принимались следующие исходные данные и допущения. В качестве расчетного элемента был выбран прямоугольный в плане и разрезе представительный фрагмент полособоразного газогидратного пласта с общей толщиной равной 10 м. Ширина и длина объекта разработки была принята 2000x2000 м соответственно. Он был разбит на блоки неравномерной конечно-разностной сеткой. Кровля и подошва, а также боковые границы пласта принимались непроницаемыми. Для упрощения исследований предполагалось, что пласт однородный и анизотропный с абсолютной проницаемостью 0,05 мкм2 и коэффициентом анизотропии 0,1. Пористость задавалась в каждой ячейке равной 0,2.

В начальный момент времени задавались характерные для Мессояхского месторождения термобарические условия. По разрезу пласта от кровли к подошве устанавливалось распределение давления от 7,81 до 7,82 МПа, распределение температуры - от 286,0 до 286,4 К. Вводилось допущение, что температура пород, лежащих за пределами залежи, будет постоянной на расстоянии 20 м от ее границ. Она рассчитывалась с учетом принятого геотермического градиента 0,04 К/м.

Исследовалось три случая с начальной гидратонасыщенностью залежи 0,1, 0,3 и 0,5. Исходное распределение водонасыщенности выбиралось таким образом, чтобы в верхнем слое ячеек сетки (около кровли) его псевдофункция 5*и равнялась значению порога подвижности для воды.

Предполагалось, что разработка залежи осуществляется с помощью добывающих горизонтальных скважин. Длина их горизонтального участка выбиралась 500 м. Из опыта проектирования, сооружения и эксплуатации таких скважин известно, что эффективная длина ствола составляет 300-500 м (Сюкли и Джинсен, 1992). Диаметр всех скважин задавался 0,14 м. Добыча газа и воды нрои «водилась с постоянной депрессией 0,4 МПа. Этот режим подбирался таким образом, чюбы

интенсифицировать процесс разложение гидратов метана вблизи скважины, при этом, не создавая условий быстрого снижения температуры в призабойной зоне пласта.

Варианты разработки только с понижением пластового давления (без подвода тепловой энергии) принимались как базовые. Горизонтальный ствол добывающей скважины располагался на одинаковом расстоянии (5,5 м) от кровли и подошвы, 1000 м от торцевой поверхности. В базовых вариантах расположение горизонтальных скважин в середине вертикального разреза неслучайно, т.к. известно, что ее дебит будет максимальным именно при таком расположении по разрезу пласта (З.С. Алиев, В.В Шеремет, 1995).

Для интенсификации разложения гидратов производилась закачка термальной воды через нагнетательные горизонтальные скважины с такой же длиной и диаметром, как у добывающей. Расчеты проводились при постоянной температуре нагнетания воды 320 К. Были исследованы варианты эксплуатации нагнетательных скважины с постоянными величинами репрессий 0,3 МПа и 0,5 МПа для различных случаев начальной гидратонасыщенности элемента залежи.

Производилось варьирование количеством скважин и их месторасположением. Таким образом, исследовалась возможность увеличения газоотдачи из расчетного элемента коллектора с гидратонасыщенностью 0,5 посредством изменения числа и схемы расстановки скважин.

Предполагалось, что в процессе разработки не осуществляется прогрев призабойной зоны добывающих скважин. Расчеты велись с момента времени /« до тех пор, пока термобарические условия вблизи добывающих скважин не достигали условий вторичного гидратообразования.

В качестве альтернативного термальной воде рабочего агента рассматривались жидкие радиоактивные отходы. Предполагалось, что под непроницаемой подошвой на глубине 5 м создавались хранилища ЖРО различных объемов: 4,19 м3 и 2500 м3. Начальная температура хранилища задавалась на I К больше, чем начальная температура подошвы, т.е. 287,4 К. Хранилище располагалось на глубине 5 м от подошвы элемента газогидратной.

Для различных случаев начальной гидратонасыщенности элемента залежи были исследованы варианты эксплуатации добывающей скважины длиной 500 м с постоянной величиной депрессий 0,4 МПа. Ее ствол располагался на глубине 5,5 м от кровли и на расстоянии 1000 м от торцевой поверхности элемента.

Удельная мощность теплового источника определялась для каждого временного шага с помощью зависимости, полученной профессором С.Н. Ьозиевым (2003).

В пятой главе дан анализ результатов расчетов и рекомендации по применению различных термических методов разработки месторождений природных газогидратов.

Анализ полученных результатов позволил осуществить оценку эффективности применения термических методов для извлечения газа из газогидратных месторождений и оценить влияние начальной гидратонасыщенности на показатели разработки.

Согласно расчетам, когда начальная гидратонасыщенность равна 0,1, во всех вариантах, кроме закачки термальной воды с репрессией 0,5 МПа, были получены практически одинаковые результаты. Это говорит о том, что процесс разложения гидратов шел, главным образом, за счет снижения пластового давления, а не увеличения температуры. Следовательно, подводимой теплоты в этих случаях не хватало для интенсификации диссоциации гидратов. Более того, добывающая скважина работала чуть более двух лет, после чего возникла вероятность вторичного образования гидрата метана в ее призабойной зоне.

Исключением оказался вариант закачки термальной воды с репрессией 0,5 МПа. Частичный ее прорыв к добывающей скважине уменьшил подвижность газа, но замедлил снижение температуры ниже равновесной. Прирост добычи газа по сравнению с остальными вариантами составил 13%.

В случаях разработки элемента залежи с начальной гидратонасыщенностью 0,3 и 0,5 тенденция повторилась, но коэффициент газоотдачи уменьшился в сравнении с вариантом гидратонасыщенности 0,1. Это можно объяснить многими факторами. Во-первых, росло количество воды в пористой среде по мере разру-

шения гидрата, что ухудшало относительную фазовую проницаемость для газа. Во-вторых, количество газа, находившегося в свободном состоянии до начала разработки, стало меньше. В-третьих, снизилась проницаемость из-за увеличения доли гидратов в порах.

Теплообмен залежи с окружающими ее породами приблизительно в 105 раз ' ниже, чем затраты энергии на диссоциацию клатратов, и при проектировании раз-

работки газоидратных месторождений может не учитываться. \ Разрушение гидратов метана сопровождается поглощением энергии =0,5

МДж/кг. В результате разработки происходит интенсивное снижение температуры в зоне резкого снижения давления, т.е. в области расположения добывающей скважины. Основной задачей разработки газогодратных коллекторов должно являться поддержание температуры в этой зоне.

Прорыв воды к добывающей скважине играет положительную роль в вариантах с закачкой горячей воды с превышением давления нагнетания над пластовым 0,5 МПа. Вследствие этого, в призабойной зоне падение температуры происходит медленнее по сравнению с другими вариантами разработки, что уменьшает риск вторичного образования гидратов в близи добывающей скважины и продлевает срок ее эксплуатации.

Было выявлено, что при расположении добывающих скважин внизу залежи, нагнетательной - вверху, происходит увеличение периода разработки без образования вторичных гидратов в призозабойной зоне эксплуатационных скважин. Это ' можно объяснить тем, что при движении горячей воды от нагнетательных к добы-

вающим скважинам ей не приходится преодолевать поле гравитационных сил, чем в других вариантах расстановки скважин по разрезу залежи. Напротив, быстрое продвижение воды к стволам эксплуатационных скважин снижает их продуктивность. Увеличение числа нагнетательных и добывающих скважин сокращает срок разработки рассматриваемой залежи в безгидратном режиме и позволяет увеличить коэффициент газоодачи только на 2-3%. Однако, строительство большого числа скважин будет нерентабельным.

В результате исследования были отмечены следующие характерные момен-

ты. Закачка горячей воды может быть использована в качестве теплоносителя для интенсификации разработки газогидратных месторождений с начальной гидрато-насыщенностью пористой среды в пределах 0,1-0,5, пластовыми давлениями и температурой, близкими к равновесным условиям. При этом необходимо выбирать величину репрессии для нагнетательной скважины выше величины депрессии добывающей. Кроме того, от гидратонасыщенности пористой среды зависят показатели разработки газогидратных месторождений. Их эксплуатация возможна только в случае существования свободного от гидрата «подвижного» газа в залежи. Для продления безгидратного периода работы добывающих скважин одной из основных проблем является выбор технологий предотвращения вторичного гид-ратообразования в их призабойных зонах и стволах, например, применения физико-химических методов воздействия.

Подвод теплоты через непроницаемую подошву к газогидратному коллектору оказался малоэффективным. Для этого способа интенсификации гидратораз-ложения в пористой среде необходимо предусматривать системы интенсивного теплообмена между источником (ЖРО) и газогидратной залежью, так как естественный теплообмен через непроницаемую подошву происходит слишком медленно.

Выполненные исследования позволили разработать следующие рекомендации по проектированию разработки газогидратных месторождений:

1. необходим выбор и обоснование технологии вскрытия продуктивных газогидратных пластов и способа их разработки (комбинация термических, волновых методов и метода понижения давления), на что существенным образом будут влиять геолого-физические и термобарические условия залегания природных газовых гидратов;

2. следует предусмотреть возможность термического, химического или волнового воздействия (или их сочетания) на призабойную зону продуктивного пласта для предотвращения процесса вторичного гидратообраювания, при этом желательно поддерживать температуру на забое скважины выше или равной начальной пластовой;

3. следует предусмотреть возможность создания системы трещин в гидратона-сыщенном коллекторе для увеличения процесса тепло- и массопереноса;

4. надлежит производить обоснование расстановки скважин и выбор режимов их эксплуатации, т.к. с увеличением степени гидратонасыщенности показатели разработки залежи весьма чувствительны к месту расположения скважин в разрезе пласта;

5. требуется обоснование мероприятий по предотвращению гидратообразова-ния в стволах скважин и системах сбора и подготовки газа с учетом изменения их температурного режима в процессе эксплуатации на основе существующих методик;

6. следует произвести оценку возможности утилизации больших объемов добываемой воды с невысокой минерализацией;

7. необходимо исследовать возможности использования добываемого низконапорного газа в течение длительного периода времени. Предложенная методика дает возможность исследовать физические процессы, происходящие при разработке газогидратных месторождений, имеющих непроницаемую кровлю. На ее базе создана компьютерная программа для расчетов показателей разработки месторождений природных газовых гидрат ов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

- Предложена методика математического моделирования разложения гидратов метана в пористой среде при изменении термобарических условий, которая позволяет исследовать физические процессы, происходящие при разработке газогидратных месторождений.

- Разработана трехмерная математическая модель разложения гидратов мета. на в пористой среде при снижении пластового давления и повышении температуры, протекающей совместно с неизотермической фильтрации газа и воды, которая способна учитывать теплообмен с окружающими газогидрат-ную залежь породами.

- Создана компьютерная программа для расчетов основных показателей раз-

работки месторождений природных газовых гидратов, которая может быть использована для моделирования разработки газовых месторождений с учетом неизотермических процессов двухфазного фильтрации в пористой среде.

- Исследована задача о применении различных термических методов для интенсификации разработки гидратных месторождений, на основании результатов решения которой установлено, что термальные воды для интенсификации разработки газогидратных месторождений могут быть использованы в условиях гидратонасыщеннности пористой среды 10-50%, невысокой начальной водонасыщенности и пластовых давлениями и температуре, близких к равновесным условиям.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Басниев КС. Нифаптов А.В Трехмерная математическая модель разложения гидратов метанов в пористой среде под действием тепла // Наука и техника в газовой промышленности. - М., 2004. -№ 1-2. - С. 61- 67.

2. Нифаптов А В. Современное состояние математического моделирования пластовых систем // Обз. инф. Сер.: Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 80 с.

3. Нифаптов А В Трехмерная математическая модель разложения гидратов метана в пористой среде под действием тепла / Сб. тезисов докладов конференции «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - С. 17.

4. Нифаптов А В. Математическое моделирование разработки газогидратных месторождений с помощью термических методов / Сб. тезисов докладов 4-го международного семинара «Горизонтальные скважины» - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - С. 62.

5. Basniev К, Nifantov A New gas hydrate field development thermal technology // Proceedings of IGRC2004 Conference. - Vancouver, 2004. - P. 33 - 45.

6. Basniev K., Nifantov A., Schebetov A. Thermal method for hydrate field devel-

opment // Proceedings of 13й1 European Symposium on Improved Oil Recovery. - Budapest, 2005. - P. 134 - 140.

7. Basniev K., Nifantov A. Thermal method of hydrate fields development // Proceedings of the 5"1 International Conference on Gas Hydrates. - Trondheim, 2005,- Vol. 3.-P. 1063-1069.

8. Nifantov A., Vyrodova /. 3D Numerical Simulation of the Gas Hydrate Field Development with Thermal Methods II Scientific journal «Nafta». - Croatia, 2005. -Year 56. - №10, October. - P. 365 - 370.

9. Нифантов А.В. Термические методы разработки газогидратных месторождений // Сб. тезисов докладов конференции «Новые технологии в газовой промышленности» - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - С. 55.

Соискатель: А.В. Нифантов Тел.: +7(495)719 20 44 Факс: +7(495) 135 79 56 Моб.: +7(903)770 44 77 E-mail: hydrate@occ24.ru Сайт: www.hydrate.occ24.ru

Подписано в печать 19. 04,061 Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

ЪштаЦВО

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

2оо€& bSGG

85 66

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нифантов, Александр Викторович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРИРОДНЫЕ ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ. УСЛОВИЯ ИХ ОБРАЗОВАНИЯ И • РАЗЛОЖЕНИЯ.

1.1. Природные газогидраты - клатратные соединения. Их структура и особенности формирования.

1.2. Физические свойства гидратов.

1.3. Условия образования, разложения и существования кристаллогидратов природных газов.

1.4. Ресурсы и месторождения природных газовых гидратов.

1.5. Типы газогидратных месторождений.

1.6. Возможные способы разработки газогидратных месторождений.

1.7. Термические методы. Рабочие жидкости, их преимущества и недостатки.

2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ 4 ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

2.1. Постановка задачи: основные уравнения, начальные и граничные условия.

2.2. Особенности моделирования разложения гидратов в пористой среде.

2.3. Замыкающие соотношения.

3. СОЗДАНИЕ МЕТОДИКИ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ

ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ.

3.1. Методика численной реализации задачи.

3.1.1. Применение метода конечно-разностной аппроксимации для дискретизации системы исходных уравнений.

3.1.2. Использование метода Ньютона-Рафсона для линеаризации а системы нелинейных уравнений.

3.1.3. Решение системы линейных уравнений с помощью итерационного метода ОЯТНОМШ.

3.2. Численная реализация модели скважины.

3.3. Алгоритм и программа расчета прогнозных показателей разработки газогидратных месторождений.

4. МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОМОЩЬЮ РАЗЛИЧНЫХ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ.

4.1. Расчет технологических показателей при использовании в качестве теплоносителя нижележащих термальных вод.

4.2. Расчет технологических показателей при использовании в качестве рабочего агента жидких радиоактивных отходов.

5. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ И РЕКОМЕНДАЦИИ О

ВОЗМОЖНЫХ СПОСОБАХ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

5.1. Анализ эффективности применения термальной воды нижележащих горизонтов и тепла жидких радиоактивных отходов при разработке газогидратных залежей.

5.2. Рекомендации по проектированию разработки газогидратных месторождений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание методики математического моделирования разработки газогидратных месторождений термическими методами"

Актуальность темы. За последние пятьдесят лет в мире накоплен большой объем информации по распространению скоплений газа в твердом гидрат-ном состоянии, открыто более двухсот газогидратных месторождений. Интерес к ресурсам природных газогидратов приобрел транснациональный характер.

Результаты исследований условий образования, стабильного существования и свойств гидратов позволяют прогнозировать их наличие в различных регионах суши и мирового океана. Около 98% ресурсов газовых гидратов сконцентрировано в акваториях Мирового океана и только 2% находится в приполярных зонах распространения многолетних мерзлых пород. Запасы природного газа в твердом гидратном состоянии оцениваются на два порядка больше, чем доказанные мировые запасы традиционного природного газа и составляют по оценкам специалистов 21,0-1015 м3 в акваториях мирового океана и 0,4-1015 м3 на суше.

В настоящее время во многих странах мира изучению гидратов уделяется большое внимание. В некоторых из них (США, Япония, Канада, Индия, Китай, Южная Корея, Норвегия, Тайвань) существуют государственные программы по исследованию свойств гидратов и созданию методов добычи газа из газогидратных залежей.

Следует отметить, что только в России накоплен уникальный опыт добычи газа из Мессояхского газогидратного месторождения, которое разрабатывается с 1970 г. Рассматриваются возможные варианты извлечения газа из группы газогидратных месторождений Нанкай (Япония), эксплуатацию которых планируется начать уже в ближайшие годы. Готовится к разработке газогидратное месторождение Маллик на севере Канады.

Развитие промышленной эксплуатации газогидратных залежей, расположенных, главным образом, в сложных геологических и климатических условиях требуют создания методов добычи метана из газогидратных месторождений. Одним из направлений создания научных основ разработки и эксплуатации таких месторождений является проведение модельных математических экспериментов на основе информационных систем с функциями анализа и прогноза.

Таким образом, скопления гидратов природных газов на Земном шаре рассматриваются в качестве крупнейшего ресурса для развития энергетики всего мира и России в частности. В связи с этим создание способов разработки га-зогидратных месторождений является актуальной задачей.

Цель работы. Создание методики математического моделирования разработки месторождений природных газогидратов термическими методами. Основные задачи исследования:

1. Исследование особенностей разработки месторождений природных газовых гидратов с помощью термических методов.

2. Создание методики и математической модели прогнозирования разработки газогидратных месторождений термическими методами.

3. Исследование влияния гидратонасыщенности на показатели разработки газогидратной залежи.

4. Обоснование и выбор способов разработки газогидратных месторождений термическими методами с использованием различных теплоносителей.

Научная новизна. На основании выполненных в диссертации исследований и разработок получены следующие научные результаты:

- предложены новые способы разработки месторождений природных газогидратов термическими методами;

- поставлены и решены новые задачи двухфазной неизотермической фильтрации с учетом диссоциации гидратов газа в пористой среде;

- создана математическая модель прогнозирования разработки газогидратных месторождений термическими методами.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решены на основе теории многомерной двухфазной двухкомпонентной неизотермической нестационарной фильтрации в пористой среде путем создания геолого-математических моделей фрагмента газогидратного месторождения. Использовались результаты физико-химических исследований разложения гидрата в пористой среде, производился учет влияния капиллярных и гравитационных сил, степени насыщения пор гидратом метана, изменения свойств газа и воды от давления и температуры.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием современных методов математической физики, разработкой вычислительных алгоритмов на базе общетеоретических концепций двухфазной двухкомпо-нентной неизотермической фильтрации, проведением тестовых расчетов, согласующихся с результатами автомодельных решений и экспериментальными исследованиями.

Практическая значимость. Практическая ценность полученных результатов заключается:

- в обосновании способов разработки газогидратных месторождений;

- созданная математическая модель и программный продукт рекомендуются для проектирования разработки газогидратных месторождений, а также газовых месторождений с учетом неизотермических процессов двухфазного течения газа и воды в пористой среде.

Защищаемые положения:

1. Методика математического моделирования разработки газогидратных месторождений термическими методами и программа ее реализации.

2. Установленная зависимость технологических показателей разработки га-зогидратной залежи от ее гидратонасыщенности.

3. Обоснование способов применения термальной воды нижележащих пластов как рабочего агента для осуществления диссоциации природных газогидратов в пластовых условиях и интенсификации добычи газа из газогидратных месторождений.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

- I научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.;

- международной конференции по исследованиям в газовой промышленности IGRC2004, г. Ванкувер, Канада, 2004 г.;

- 4-ом международном семинаре «Горизонтальные скважины», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.;

- 13-ом европейском симпозиуме по нефтеотдаче IOR2005, г. Будапешт, Венгрия, 2005 г.;

- 17-ом международном круглом столе «Natural Gas - from Reservoir to the Burner Tip», г. Дубровник, Хорватия, 2005 г.;

- 5-ой международной конференции по газовым гидратам ICGH2005, г. Трондхейм, Норвегия, 2005 г.;

- VI всероссийской конференции молодых ученых и специалистов «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2005 г.;

- На научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации газовых и га-зоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в 2002 - 2005 гг.

Автор выражает искреннюю признательность профессорам: К. Азизу (США), Р.Д. Каневской, Б.Е. Сомову, д.т.н. Э.С. Закирову, к.т.н. В.М. Пищухи-ну за ценные советы и консультации в процессе выполнения работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Нифантов, Александр Викторович

Основные результаты расчетов вариантов разработки элемента газогидратной залежи с начальной гидратонасыщенностью 0,5 (объемы газа и воды приведены к стандартным условиям)

Показатели разработки Ва рианты/способ разработки (рабочий агент)

III VI IX XVIII XXI

Снижение давления Подвод тепла (терм, вода, репрессия 0,3 МПа) Подвод тепла (терм, вода, репрессия 0,5 МПа) Подвод тепла (ЖРО, V= 4,19 м3) Подвод тепла (ЖРО, V= 2500 м3)

Время работы скважины, сут 365 396 1096 379 365

Накопленная добыча газа, млн. м3 78,86 83,94 201,25 81,83 78,86

Коэффициент газоотдачи, % 8,79 9,35 22,43 9,12 8,79

Накопленная добыча воды, тыс. м3 0,155 0,198 2,348 0,169 0,155

Накопленный объем закаченной воды, тыс. м3 6,55 34,59

Общий объем газа в залежи, высвободившийся из гидратов, млн. м3 13,96 15,25 52,81 14,79 14,02

Количество энергии, затраченное на разложение гидратов, 106 МДж 31,40 34,30 118,74 33,25 31,52

Количество энергии, подведенное к залежи, 10б МДж 8,81 47,27 0,45 0,91

Суммарный теплообмен через границы залежи, 103 МДж 0,04 0,06 0,42 0,04 0,04

Средневзвешенное пластовое давление, МПа 6,23 6,16 4,32 6,18 6,23

В этих условиях конечная газоотдача составила 41,7 и 22,43%, а прирост добычи газа составил 21,4 и 13,5% при сопоставлении вариантов VIII, IX с II, III соответственно (рис. 5.2г,е), т.е. более чем в 2 раза.

Теплообмен залежи с окружающими ее породами приблизительно в 105 раз ниже, чем затраты энергии на диссоциацию клатратов (табл. 5.1-5.3), и при проектировании разработки газоидратных месторождений может не учитываться.

Количество подведенной энергии за счет закачки термальной воды с репрессией 0,3 МПа (варианты V и VI) и от хранилища ЖРО через непроницаемую подошву (варианты XVII, XVII, XX и XXI), как и в случае с гидратонасыщенностью коллектора 0,1, оказалось недостаточным, чтобы повлиять на общую ситуацию разложения гидратов (рис. 5.1в,г,д,е). Разрушение гидратов метана сопровождается поглощением энергии =0,5 МДж/кг. В результате разработки происходит интенсивное снижение температуры в зоне резкого снижения давления, т.е. в области расположения добывающей скважины (рис. 5.5). Главной задачей разработки газогодратных коллекторов должно являться поддержание температуры в этой зоне.

Однако, и в вариантах с нагнетанием горячей воды с репрессией 0,5 МПа (VII, VIII и IX) не удалось полностью компенсировать потери аккумулированного в залежи тепла при диссоциации гидратов (рис. 5.1). Превышение давления закачки воды над пластовым более 0,5 МПа не интенсифицирует процесс разложения гидратов, т.к. провоцирует локальный рост давления в зоне нагнетательной скважины. Кроме того, не происходит значительного увеличения температуры в этой области (рис. 5.5), что может привести к вторичному образованию гидратов (рис. 2.2). Вдобавок ко всему, будет снижаться относительная фазовая проницаемость для газа. Таким образом, одним из основных аспектов в использовании метода закачки горячей воды будет контроль давления и температуры нагнетания.

Как видно из рис. 5.36, в варианте VII около 65% гидратов разложилось по сравнению с начальным их количеством в залежи. В этом случае разрушение клатратов метана происходило как за счет снижения давления, так и за счет подвода тепла от нагнетательной скважины. Вклад тепловой энергии закачиваемой воды, потраченной на разложение гидратов, составил около 50% (рис. 5.1а-б). В двух других вариантах с интенсивной закачкой термальной воды (VIII и IX) диссоциация газогидратов составила 18 и 9% (рис. 5.1в-г и 5.1д-е). На это повлияло присутствие в порах большего количества гидратов метана, на разрушение которых потребовалось затратить больше энергии, чем в варианте VII.

Дебит газа снизился незначительно (рис. 5.2) во всех вариантах с закачкой горячей воды по сравнению с базовыми (снижение пластового давления без подвода тепла), но увеличился дебит воды (рис. 5.3а,в,д). Это можно объяснить ее прорывом к добывающей скважине от нагнетательной через год после начала эксплуатации залежи и ухудшением фазовой проницаемости для газа (рис. 5.6). Конечный коэффициент газоотдачи с учетом метана, находившегося в сво

Рис. 5,3. Накопленная добыча воды (а - 5м =0,1, в - =0,3 , д - =0,5) и суммарный объем закаченной воды (б - Бм =0\ I, г- 5до —0,3 ~0,5) 40

730 1сут

14Б0

-t -IV -VII -XVI

-xix i IV

-Vil xvi —xix

Рис. 5.4. Накопленный объем выделившегося из гидрата газа в млн. м3 в стандартных условиях (а - Sho =0. /, в - Sho =0,3 , д - Sho =0,5) и его процентное отношение к начальным запасам метана в гидратном состоянии (б - S/,o —0,1, г - $ио =0,3 , е - Sho =0,5) бодном состоянии, составил 68,75, 41,7 и 22,43% по вариантам VIT, VIII и IX н

-V

-VIII

-XVII

-—хх соответственно (рис. 5.2б,г,е).

274 276 278 280 282 284 286 286 К

Рис. 5.5, Распределение температуры по площади горизонтальной плоскости (6 слой ячеек сетки по Z, в котором расположена горизонтальная скважина) элемента газогидратной залежи. По направлениям X и У расстояния представлены в метрах

Среднесуточная приемистость воды в вариантах VII, VIII и IX изменялась

3 3 в пределах 25-70 м /сут и через 2,5 года достигла отметки только 50 м /сут. К этому моменту времени в пласте образуется зона ее дренирования между нагнетательной и добывающей скважинами {рис. 5.6). Общее количество закаченной воды в элемент залежи составило 64,4, 52,1 и 34,6 тыс. м для случаев VII, VIII и IX (рис. 5.46,г,е).

Рис. 5.6. Распределение водонасыщенности по площади горизонтальной плоскости (6 слой ячеек сетки по 2, в котором расположена горизонтальная скваэ/сина) элемента газогидратной залежи. По направлениям X и У расстояния представлены в метрах

Прорыв воды к добывающей скважине играет положительную роль в вариантах с закачкой горячей воды с превышением давления нагнетания над пластовым 0,5 МПа (рис. 5.5 и 5.6). Вследствие этого, в призабойной зоне (рис. 5.1а, синий горизонтальный ствол) падение температуры происходит медленнее по сравнению с другими вариантами разработки, что уменьшает риск вторичного образования гидратов в близи добывающей скважины и продлевает срок ее эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предложена методика математического моделирования разложения гидратов метана в пористой среде при изменении термобарических условий, которая позволяет исследовать физические процессы, происходящие при разработке газогидратных месторождений.

Разработана трехмерная математическая модель разложения гидратов метана в пористой среде при снижении пластового давления и повышении температуры, протекающей совместно с неизотермической фильтрации газа и воды, которая способна учитывать теплообмен с окружающими га-зогидратную залежь породами.

Создана компьютерная программа для расчетов основных показателей разработки месторождений природных газовых гидратов, которая может быть использована для моделирования разработки газовых месторождений с учетом неизотермических процессов двухфазного фильтрации в пористой среде.

Исследована задача о применении различных термических методов для интенсификации разработки гидратных месторождений, на основании результатов решения которой установлено, что термальные воды для интенсификации разработки газогидратных месторождений могут быть использованы в условиях гидратонасыщеннности пористой среды 10-50%, невысокой начальной водонасыщенности и пластовых давлениями и температуре, близких к равновесным условиям.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нифантов, Александр Викторович, Москва

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982.-407 с.

2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывшие газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995.- 131 с.

3. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений / Под ред. Вахитова Г.Г. М.: Недра, 1985.-271 с.

4. Бабе Г.Д., Бондарев Э.А., Гройсман А.Г., Каниболотский М.А. Образование гидратов при движении газа в трубах // Инженерно-физический журнал. -1973. Том 25. №1. С. 94 - 97.

5. Басниев КС. Природные газогидраты: ресурсы, проблемы, перспективы // Сер. «Академические чтения». Вып. 28. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. - 20 с.

6. Басниев К.С., Кульчицкий КС. Термические методы разработки газогид-ратных месторождений // Патент на изобретение № 2001109655. 2002.

7. Басниев КС., Кульчицкий КС. Новый метод разработки газогидратных месторождений // Наука и техника в газовой промышленности. М., 2003. № 2.-С. 57-62.

8. Басниев КС., Нифантов A.B. Трехмерная математическая модель разложения гидратов метанов в пористой среде под действием тепла // Наука и техника в газовой промышленности. М., 2004. - № 1-2. - С. 61- 67.

9. Бешевли Б.И., Иващенко В.Ф., Касьян А.П. и др. Применение электромагнитных волн сверхчастотного диапазона для борьбы с гидратообразовани-ем // Газовая промышленность. 1975. №2. - С. 21 - 24.

10. Богатыренко P.C. Особенности разработки и эксплуатации газогидратных месторождений (на примере Мессояхского месторождения): Автореферат диссертации канд. техн. наук. М., 1979.-24 с.

11. Богатыренко P.C., Закиров С.H. Балансовые соотношения для газогидрат-ной залежи. // Газовая промышленность. 1979. №7. - С. 62.

12. Бондарев Э.А., Бабе Г.Д., Гройсман А.Г. и др. Механика образования гидратов в газовых потоках. М.: Наука (Сибирское отделение), 1976. - 158 с.

13. Бондарев Э.А., Красовщкий Б.А. Температурный режим нефтяных и газовых скважин. Новосибирск: «Наука», сибирское отделение, 1974. - 88 с.

14. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988. - 422 с.

15. Бык С.Ш. Исследование условий образования гидратов природного газа // Газовая промышленность. 1957. №7. - С. 33 - 35.

16. Бык С.Ш., Макогон Ю.Ф., Фомина В.И. Газовые гидраты. М.: Недра, 1980.-296 с.

17. Бык С.Ш., Фомина В.И. Вычисление условий образования гидратов газовых смесей // Нефтепереработка и нефтехимия. 1969. №10. - С. 29-33.

18. Бык С.Ш., Фомина В.И., Нароженко А.Ф. Вычисление условий образования гидратов газовых смесей. Область отрицательных температур // Нефтепереработка и нефтехимия. 1969. №11. - С. 28 - 29.

19. Васильева З.А., Нор A.B., Буслаев В.Ф., Юдин В.М., Вдовенко В.Л. Модель термобарического режима бурящейся скважины при вскрытии гидратосо-держащих пластов // Газовая промышленность. 2002. №8. - С. 22 - 24.

20. Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта / Изд. 2, перераб. и доп. М.: Недра, 1971.-312 с.

21. Гордеев П.В, Шемелина В.А., Шулякова O.K. Гидрогеология. М.: Высш. шк, 1990.-448 с.

22. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. - 523 с.

23. Гройсман А.Г. Теплофизические свойства газовых гидратов. Новосибирск: Наука, 1985. - 184 с.

24. Дворов И.М. Глубинное тепло Земли. М.: Наука, 1972. - 207 с.

25. Дядин Ю.А., Гущин A.JI. Газовые гидраты // Соросовскии образовательный журнал. 1998. №3. - С. 55 - 64.

26. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов JI.C. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996. - 541 с.

27. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие. М.: Недра, 1988. - 335 с.

28. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: Изд. «Грааль», 2001.-303 с.

29. Истомин В.А. Термодинамика природного газа. М.: ОАО Газпром, ООО ВНИИГАЗ, 1999.- 106 с.

30. Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - с. 506.

31. Истомин В.А., Якушев B.C. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992.-236 с.

32. Истомин В.А., Якушев B.C. Исследования газовых гидратов в России // Газовая промышленность. 2001. №6. - С. 49 - 53.

33. Коллетт Т.С., Льюис Р., Учида Т. Растущий интерес к газовым гидратам // Нефтегазовое обозрение, Schlumberger. 2001. Том 6. №2. - С. 39-53.

34. Корженевский А.Г. и др. Устройство для термогазокислотной обработки продуктивных пластов // Патент RU2182656, приоритет от 23.05.2000, зарегистрирован 20.05.2002.

35. Коротаев Ю.П., Гаврилов В.П. Нетрадиционные ресурсы газа. МТЭА, 1995.-С. 15-26.

36. Кузнецов Ф.А., Истомин В.А., Родионова Т.В. Газовые гидраты: исторический экскурс, современное состояние, перспективы исследований // Российский химический журнал (Журнал Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2003. Т. XLVII. № 3. - С. 5-18.

37. Кульчицкий В.В., Басниев КС. Способ сооружения горизонтальной скважины и способ вскрытия и эксплуатации месторождения углеводородов посредством горизонтальной скважины // Патент RU2180387, приоритет от 10.04.2001, зарегистрирован 10.03.2002.

38. Кульчицкий В.В., Басниев КС. Способ разработки месторождений углеводородов // Патент RU2211319, приоритет от 21.03.2002 г., зарегистрирован 27.08.2003.

39. Литвиненко В.С., Кудряшов Б.Б., Соловьев Г.Н., Загривный Э.А. Устройство для тепловой обработки призабойной зоны // Патент RU2208145, приоритет от 31.10.2001, зарегистрирован 10.07.2003.

40. Макогон Ю. Ф. Образование гидратов в газоносном пласте в условиях многолетней мерзлоты // Газовая промышленность. 1965. №5. - С. 14-15.

41. Макогон Ю.Ф. Гидраты природных газов. М.: Недра, 1974. - 208 с. 160

42. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра, 1985. - 232 с.

43. Макогон Ю.Ф. и др. Научное открытие СССР №75 «Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находится в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи», 1969 // Открытия, изобретения, товарные знаки, 1970. №10.

44. Макогон Ю.Ф. Природные газогидраты: открытие и перспективы // Газовая промышленность, №5, 2001. с. 10-16.

45. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал (Журнал Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2003. Т. XLVII. № 3. - С. 70-79.

46. Макогон Ю.Ф. Эффект самоконсервации газогидратов // Доклады Академии наук- 2003. Т. 390. № 1. С. 1-5.

47. Макогон Ю.Ф., Саркисьянц Г.А. Предупреждение образования гидратов при добыче и транспорте газа. М.: Недра, 1966. - 186 с.

48. Максимов A.M., Цыпкин Г.Г. О разложении газовых гидратов, сосуществующих с газом в природных пластах // Механика жидкости и газа. М., 1990.-№5.-С. 84-87.

49. Максимов A.M. Математическая модель объемной диссоциации газовых гидратов в пористой среде: учет подвижности водной фазы // Инженерно-физический журнал. М., 1992. Т. 62. № 1.-С. 76-81.

50. Манаков А.Ю., Дядин Ю.А. Газовые гидраты при высоких давлениях // Российский химический журнал (Журнал Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева).-2003. T. XLVII. №3.-С. 28-42.

51. Мельгунов М.С., Фенелонов В.Б., Пармон В.Н. Способ добычи газа из газовых гидратов // Патент RU2169834, приоритет от 27.03.2001, зарегистрирован 27.06.2001.

52. Мирошников A.M., Рихтерман Д.Л., Чудное А.Ф. Способ разрушения гидратов // Газовая промышленность. 1979. №7. - С. 48.

53. Нифантов A.B. Современное состояние математического моделирования пластовых систем // Обз. инф. Сер.: Разработка газовых и газоконденсат-ных месторождений. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 80 с.

54. Оганов A.C., Оганов Г.С., Позднышев C.B. Многозабойное бурение сквадин развитие, проблемы и успехи. - М.: ООО «ВНИИОНГ», 2001. - 60 с.

55. Расулов A.M. Борьба с гидратообразованием // Газовая промышленность. -2002. №2.-С. 50-53.

56. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей: Справочное пособие / Пер. с англ. под ред. Соколова Б.И. Л.: Химия, 1982. - 592 с.

57. Робинсон Д.В., ПенгД.Ю., НгХ.Дж. Расчеты трехфазного равновесия и условий образования гидратов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1979. №9. - С. 24-30.

58. Рыбалъченко А.И., Пименов М.К., Костин U.U. и др. Глубинное захоронение жидких радиоактивных отходов. М.: ИздАТ, 1994. - 286 с.

59. Скоробогатов В.А., Истомин В.А., Якушев B.C. Традиционные и нетрадиционные ресурсы природного газа России // Газовая промышленность, №4,2000.-с. 29-30.

60. Скоробогатов В.А., Старосельский В.И., Якушев B.C. Мировые запасы и ресурсы природного газа // Газовая промышленность. 2000. №7. - С. 1720.

61. Соловьев В.А. Газогидратность недр Мирового океана // Газовая промышленность, №12, 2001.-С. 19-23.

62. Соловьев В.А. Оценка ресурсов газа в газовых гидратах Мирового океана // Газовая промышленность, №1, 2002. С. 76 - 80.

63. Соловьев В.А. Природные газовые гидраты как потенциальное полезное ископаемое. // Российский химический журнал (Журнал Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2003. Т. XLVII. № 3. - С. 59 - 69.

64. Справочное руководство по проектированию и разработке нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под общ. ред. Гиматудинова Ш.К. / Андриа-сов P.C., Мищенко И.Т., Петров А.И. и др. М.: Недра, 1983. - 455 с.

65. Стокли К.О., Джинсен Р.Г. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1992. №4. - С. 20-25.

66. Схаляхо A.C. Исследование условий образования гидратов природных газов в пористой среде и их влияние на продуктивную характеристику скважин: Автореферат диссертации канд. техн. наук. М., 1974. 24 с.

67. Теслюк Е.В., Теслюк P.E. Термогидродинамические основы проектирования разработки нефтяных месторождений при неизотермических условияхфильтрации, обоснование и внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий. М.: Изд. «Грааль», 2002. - 566 с.

68. Тохиди Б., Андерсон Р., Масоуди А., Арджманди Дж., Бургасе Р., ЯнгДж. Газогидратные исследования в университете Хериот-Ватт (Эдинбург) // Российский химический журнал (Журнал Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2003. Т. XLVII. № 3. - С. 49-58.15

69. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев КС. Добыча природного газа. М.: Недра, 1976.-386 с.

70. Унароков K.JI. Исследование процесса диссоциации гидратов в системах добычи и транспорта природных газов: Автореферат диссертации канд. техн. наук. М., 1981. -24 с.

71. Фенелонов В.Б., Мелъгунов М.С., Пармон В.Н. Способ добычи газа из твердых газогидратов // Патент RU2159323, приоритет от 01.06.1999, зарегистрирован 20.11.2000.

72. Фролов Н.М. Основы гидрогеотермии. М.: Недра, 1991. - 246 с.

73. Хисамов Р., Ибатуллин Р., Петров В., Хакимзянов И., Фазлыев Р. Восстановление бездействующего фонда скважин на площадях Ромашкинского месторождения путем зарезки БС и БГС // Технологии ТЭК. 2005. №3 - С. 31-35.

74. Цыпкин Г.Г. Влияние разложения газового гидрата на добычу газа из пласта, содержащего гидрат и газ в свободном состоянии. // Механика жидкости и газа. М., 2005. №1. - С. 132 - 142.

75. Черский Н.В., Бондарев Э.А. О тепловом методе разработки газогидратных залежей // Доклады Академии наук СССР. 1972. Т. 203. № 3. - С. 550-552.

76. Шарифуллин Р.Я., Дыбленко В.П., Усенко В.Ф. Способ предотвращения образования газогидратных отложений в нефтяных и газовых скважинах // Патент RU2100571, приоритет от 01.07.1992, зарегистрирован 27.12.1997.

77. Якушев B.C., Истомин В.А. Природные газовые гидраты реальная альтернатива традиционным месторождениям // Газовая промышленность. -2000. №7. -С. 34-36.

78. Якушев B.C., Истомин В.А., Колушев Н.Р. Методические рекомендации по особенностям сооружения и эксплуатации скважин в мерзлых породах, содержащих газовые гидраты. М., изд. ВНИИгаза, 1989.

79. Якушев B.C., Перлова Е.В., Махонина Н.А., Чувилин Е.М., Козлова Е.В. Газовые гидраты в отложениях материков и островов // Российский химический журнал (Журнал Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2003. Т. XLVII. № 3. - С. 80-90.

80. Якушев B.C., Перлова Е.В., Чувилин Е.М., Кондаков В.В. Многолетнемерз-лые породы как коллектор газовых и газогидратных скоплений // Газовая промышленность. 2003. №3. - С. 36 - 40.

81. Adelman М.А., Lynch М.С. Natural gas supply to 2100 // International Gas Union report. 2002. - 52 c.

82. Ahn Т., Lee J., Huh D.-G., KangJ. M. Experimental Study on Two-Phase Flow in Artificial Hydrate-Bearing Sedimets. I I Proceedings of the International Symposium on Gas Hydrate Technology. Seoul, 2005. - P. 133 - 136.

83. Alkaya B. Drift-flux models for multiphase flow in wells / Master of Science thesis. Stanford University, 2002. - 44 p.

84. Anderson R., Tohidi B. Capillary pressure controlled methane hydrate growth and dissociation hysteresis in narrow interconnected pores // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, 2005. - Vol.5.

85. Ballard A.L., Sloan Jr.E.D. The next generation of hydrate prediction: an overview // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, 2002.-P. 307-314.

86. Basniev K., Nifantov A. New gas hydrate field development thermal technology // Proceedings of IGRC2004 Conference. Vancouver, 2004. - P. 33 - 45.

87. Basniev K., Nifantov A. Thermal method of hydrate fields development // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, 2005.- Vol. 3.-P. 1063-1069.

88. Basniev K., Nifantov A., Schebetov A. Thermal method for hydrate field development // Proceedings of 13th European Symposium on Improved Oil Recovery. -Budapest, 2005.-P. 134- 140.

89. Bily C., Dick J.W.L. Natural occurring gas hydrates in the Mackenzie Delta, Northwest Territories // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. 1974. - Vol. 22. - №3. - P. 340-352.

90. Bondarev E., Popov V. Theoretical and experimental simulation of gas production in permafrost regions accompanied by hydrate formation and dissociation. // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, 2005.- Vol.1.

91. Burshears M., O'Brien T.J., Malone R.D. A Multi-Phase, Multi-Dimensional, Variable Composition Simulation of Gas Production From a Conventional Gas Reservoir in Contact With Hydrates // SPE 15246. 1986. - 8 p.

92. Chen Y, Du Q., Li S., Feng Z., TangL. Sensitivity study in numerical simulation of natural gas hydrate production // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates.-Trondheim, 2005. Vol.5.

93. Cheshire I.M. History Matching and Numerical Well Testing // Proceedings of the 6th International Forum on Reservoir Simulation. Hof7Salzburg, 2001.

94. Collett T.S. Energy resource potential of natural gas hydrates // AAPG Bull. -2002. Vol. 86. - № 11. - P. 1971-1992.

95. Dallimore S., Collett T., Uchida T. Scientific Results from JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 Gas Hydrate research Well, Mackenzie Delta, Northwest Territories, Canada // Geological Survey of Canada. 1999. - Bulletin 544. - 403 p.

96. Dikken B.J. Pressure Drop in Horizontal Wells and its Effects on Production Performance // Journal of Petroleum Technology. Nov. 1990. - P. 1426-1433.

97. Ebinuma T., Kamata Y., Minagawa H. Mechanical properties of sandy sediment containing methane hydrate // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, 2005. - Vol. 3.

98. Fanchi J.R. Principles of applied reservoir simulation / 2nd edition. GPP, Butterworth-Heinemann, Boston, 2001. - 356 p.

99. Folefac A.N., Archer J.S., Issa R.I. Effect of Pressure Drop along Horizontal Wellbores on Well Performance // SPE 23094. 1991.

100. Gupta A., Sloan E.D., Kneafsey T.J., Tomutsa L., Moridis G. Modeling Methane Hydrate dissociation X-ray CT data Using a Heat Transfer Model // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, 2005. - Vol. 2.

101. Haq B.U. Gas hydrates; greenhouse nightmare? Energy panacea or pipe dream? // GSA Today, Geological Society of America (GSA). Boulder, 1998. - Vol. 8, 11.-P. 1-6.

102. Henriet J.-P., Mienert J. Gas hydrates: relevance to world margin stability and climate change // Geological Society special publication. London, 1998. -№137.-338 p.

103. Holder G.D., Angert P.F. Simulation of Gas Production From a Reservoir Containing Both Gas Hydrates and Free Natural Gas // SPE 11105. 1982. - 6 p.

104. Kawasaki T., Tsuchiya Y, Nakamizu M, Okui T. Observation of methane hydrate dissociation behavior in methane hydrate bearing sediments by x-ray et scanner // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. -Trondheim, 2005.-Vol.1.

105. Kim U.C., Bishnoi P.R., Heidemann R.A., Rizvi S.S.H. Kinetics of methane hydrate decomposition // Chemical Engineering Science. 1987. - Vol. 42. - №7. -P. 1654-1653.

106. Kleinberg R., Brewer P. Probing gas hydrate deposits // American Scientist. -2001. Vol. 89, № 3. - P. 244-251.

107. Maekawa T. Equilibrium Conditions of Gas Hydrates from Hydrocarbon and Noble Gas Mixtures // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, 2002. - P. 361-365.

108. Masuda Y., Kurihara M., Ohuchi H., Sato T. A field-scale simulation study on gas productivity of formations containing gas hydrates // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, 2002. - P. 40 - 46.

109. MasuiA., Haneda H., Ogata Y., Aoki K. The effect of saturation degree of methane hydrate on the shear strength of synthetic methane hydrates sediments // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, 2005.-Vol. 2.

110. Maurer K.C. Recent advances in horizontal drilling // J. C. P. T. -1995. 34. № 9. -P. 25-33.

111. Могidis G.J., Seol Y., Kneafsey T.J. Studies of Reaction Kinetics of Methane Hydrate Dissociation in Porous Media // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. Trondheim, 2005. - Vol. 1. - C. 21 - 30.

112. ХЪХ.Мипка M, Papay J. 4D numerical modeling of petroleum reservoir recovery. -Akademiai Kiado. Budapest, 2001. - 280 p.

113. Nifantov A., Vyrodova I. 3D Numerical Simulation of the Gas Hydrate Field Development with Thermal Methods // Scientific journal "Nafta". Croatia, 2005. -Year 56. - №10, October. - P. 365 - 370.

114. Paull C.K., Dillon W.P. Natural gas hydrates; occurrence, distribution, and detection // Geophysical Monograph 124, American Geophysical Union. Washington, 2000.-315 p.

115. Saad Y. Iterative Methods for Sparse Linear Systems. PWS Publishing Company. - Boston, 1996. - 447 p.

116. Satoh M. Distribution and Resource of marine natural gas hydrates around Japan. Proceedings of the Forth International Conference on Gas Hydrates // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, 2002.-P. 175-178.

117. Shchebetov A. V. Gas production from a single well in an infinite hydrate reservoir // Proceedings of the 5th International Conference on Gas Hydrates. -Trondheim, 2005. Vol.3.

118. Shi H., Holmes J.A., Durlofsky L.J., Aziz K., Diaz L.R., Alkaya B. and Oddie G. Drift-Flux Modeling of Multiphase Flow in Wellbores // SPE 84228. 2003. -12 p.

119. Sloan E. D. Clathrate Hydrates of Natural Gases. 2nd ed., Marcel Dekker, Inc. -New York, 1998.- 705 p.

120. Smelik E.A., King H.E.Jr. Crystal-growth studies of natural gas clathrate hydrates using a pressurized optical cell // American Mineralogist, Mineralogical Society of America. Washington, 1997. - Vol. 82, №1-2. - P. 88-98.

121. Swinkels W.J.A.M. Thermal reservoir simulation model of production from naturally occurring gas hydrate accumulations // SPE 56550. 1999. - 13 p.

122. Takahashi H., Yonezawa T., Takedomi Y. Exploration for Natural Hydrate in Nankai-Trough Wells Off-shore Japan // OTC 13040, 2001 Offshore Technology Conference. Houston, Texas, 2001. - P. 110-115.

123. Takahaski Y., Tsuji Y. Japan Explores for Hydrates in the Nankai Trough // Oil and Gas Journal. 2005. - Vol. 103.33. - Sept. 5. - P. 48-53.

124. Turner D., Sloan D. Hydrate Phase Equilibria Measurements and Predictions in Sediments // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. -Yokohama, 2002. P. 327-330.

125. Vinsome, P.K.W. Orthomin, an Iterative Method for Solving Sparse Banded Sets of Simultaneous Linear Equations // SPE 5729, 4th SPE Symposium on Reservoir Simulation. Los Angeles, 1976. - 8 p.

126. Winters W.J., Waite W.F., Mason D.H., Dillon W.P., Pecher I.A. Sediment properties associated with gas hydrate formation // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, 2002. - P. 722-727.

127. Wolfsteiner C., Aziz K., Durlofsky L.J. Modeling Conventional and Non-Conventional Wells // Proceedings of the 6th International Forum on Reservoir Simulation. HotfSalzburg, 2001.

128. Zhang W., Smith D.H. Constructing thermodynamic equations for ice-hydrate equilibria in porous media // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, 2002. - P. 412-417.

129. Zhang W., Wilder J.W., Smith D.H. Equilibrium pressures and temperatures for equilibria involving hydrate, ice, and free gas in porous media // Proceedings of the 4th International Conference on Gas Hydrates. Yokohama, 2002. - P. 321326.