USD 76.4667

-0.61

EUR 90.4142

-0.94

BRENT 41.64

+0.05

AИ-92 43.4

-0.01

AИ-95 47.26

-0.02

AИ-98 53.06

-0.04

ДТ 47.74

+0.06

15 мин
157
0

Новые технологии использования ПНГ

Эта статья стала результатом проведенной научно-исследовательской работы и опытно-промысловых испытаний, опираясь на результаты которых авторы сформулировали основные положения методики подбора режимов работы смесителя высоконапорной воды и газа высокого давления для приготовления мелкодисперсной водогазовой смеси в геолого-промысловых условиях нефтегазоконденсатного месторождения.

Новые технологии использования ПНГ

Рациональное использование нефтяного (попутного) газа является важной задачей на различных этапах разработки и эксплуатации нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений, с технологической, экономической и экологической точек зрения.

Спутниковый мониторинг выбросов газообразных агентов в мире показывает, что в 2018 году значительно сокращены выбросы нефтяного газа на промысловых объектах по сравнению с 2010 годом [1]. Так, например, по данным [1] в 2017 году было сожжено около 141 млрд. м3 газа по всему миру, а в 2016 году - 148 млрд. м3 газа. Несмотря на снижение объёмов выброса парниковых газов в атмосферу на промысловых объектах России, вопрос рационального использования нефтяного газа является актуальной задачей.

Одним из методов рационального использования нефтяного газа является приготовление водогазовых смесей с последующей их закачкой в продуктивный пласт. В зависимости от объемного расходного содержания газа в пластовых условиях, различают типы технологий: 1) для газосодержания в пластовых условиях менее 30% по объёму – технология увеличения нефтеотдачи пласта (технология SWAG) [2]; 2) для газосодержания нефтеотдачи пласта в пластовых условиях более 30% по объёму – технология аккумулирования части нефтяного газа с возвратной добычей газа через определенный период времени разработки промыслового объекта (технология WAG, аналог сайклинг-процесса).

Мировой опыт свидетельствует о высокой привлекательности технологии SWAG, однако подбор технологии зависит от многих факторов: геолого-промысловых условий разработки, от свойств нефтяного газа и флюидов, содержащихся в пластовых условиях, от системы разработки, от степени развития инфраструктуры и др.

Предметом исследований, результаты которых представлены в настоящей статье, является метод «SWAG+» - метод совместной закачки воды и газа при газосодержаниях более 30%, т.е. для действующей инфраструктуры Ярактинского НГКМ (газ высокого давления, приготовленный при помощи компрессорных установок и высоконапорная вода системы поддержания пластового давления). Проблемой реализации технологии SWAG являются:

1) низкая поглощающая способность нагнетательных скважин;

2) изменение структуры водогазовой смеси по глубине нагнетательной скважины, приводящая к пульсациям и повышению давления закачки водогазовых смесей;

3) гидратообразования в системе нагнетания водогазовых смесей.

Для решения проблемных вопросов на стадии проектирования смесителя водогазовой смеси по технологии «SWAG+» определили скважины с приемистостью, позволяющей поддерживать заданный режим поддержания пластового давления. Произведен расчет условий гидратообразования на различных режимах смешивания воды и газа. Проведены стендовые и промысловые исследования дисперсности водогазовых смесей различного газосодержания с контролем давления на устье нагнетательной скважины.

Геолого-промысловые условия объекта для проведения исследований

Анализ показателей разработки и инфраструктурное обеспечение Ярактинского НГКМ позволяет готовить попутный нефтяной и природный газ (ПНГ и ПГ соответственно) до требований коммерческого учета. С 2008 года на месторождении введена в эксплуатацию газопоршневая электростанция для генерации собственной электроэнергии мощностью 7 МВт, а в 2015 году мощность увеличена до 70 МВт. Большую часть ПНГ и ПГ после первичной подготовки закачивают обратно в пласт (сайклинг-процесс). Закачка газа в больших объёмах приводит к образованию техногенных газовых капсул, которые мигрируют и могут образовывать гигантские техногенные газовые шапки, затрудняющие процесс разработки нефтяных оторочек.

Одним из методов эффективности выработки запасов нефти является метод совместной закачки воды и газа (водогазовое воздействие – SWAG+). Инфраструктура Ярактинского НГКМ позволяет вести раздельную закачку воды и газа, но для совместной закачки воды и газа необходимо использовать смеситель на заданные значения расходов газа и воды, давления и температуры. Проектные изыскания позволили разработать оригинальную конструкцию водогазового смесителя, при этом нагнетание высоконапорного газа от поршневого компрессора осуществляется в многоствольное сопло коноидального типа (давление газа 20 – 25 МПа), а вода (давление воды 16 -20 МПа) от системы поддержания пластового давления (ППД) нагнетается в приёмную камеру, в которой происходит энергообмен потоков и формируется мелкодисперсная водогазовая смесь (давление смеси 18-20 МПа). Сменные элементы смесителя рассчитаны на различную производительность (расход воды от 90 до 650 м3/сут, расход газа от 20 000 до 180 000 нм3/сут).

Технологическая схема смесителя высоконапорной воды и газа высокого давления для приготовления мелкодисперсной водогазовой смеси

При проектировании смесителя разработана математическая модель гидратообразования, на основе которой осуществлен выбор оптимальной конструкции проточных элементов и сформулированы требования для ингибирования гидратообразований.

На рисунке 1а представлена фазовая диаграмма образования гидратов для метана и природных газов Ярактинского НГКМ. Область выше синей линии – режим гидратообразования; образованная область двумя линиями – существование нестабильного режима гидратообразования; ниже оранжевой линии – режим эксплуатации с отсутствием гидратообразований.


Рисунок 1 - Фазовая диаграмма образования гидратов для нефтяного газа ЯГНКМ: а) без ингибирования; б) с ингибированием

На рисунке 1б изменение фазовой диаграммы гидратообразования в зависимости от концентрации (weigh %) метанола. На основе [3; 4] проведены численные расчеты по моделированию процесса истечения газа через штуцер диафрагменного типа при заданных значениях расхода и давления (модель газа Black Oil, SG = 0.6833) (рисунок 2).

 

Рисунок 2 - Зависимость эквивалентного диаметра от перепада давления при Pin = 20 МПа, при различных расходах газа через смеситель (20000; 50000; 100000; 200000; 300000 ст.м3/сут)

Результаты численного моделирования позволили сформировать варианты конструктивных исполнений проточных элементов смесителя, работа которых позволяет обеспечить прокачку заданных диапазонов расходов воды и газа. Эквивалентный диаметр гидравлического канала сопла для нагнетания высоконапорного газа зависит от расхода и давления, при этом характеристика сопла для нагнетания высоконапорного газа в поток высоконапорной воды строилась таким образом, чтобы для определенного значения перепада давления газа, истекающего из каналов сопла можно подобрать количество каналов одинакового диаметра (1 мм или 2 мм), соответствующих эквивалентному диаметру сопла с одним каналом (рисунок 3).


Рисунок 3 – Зависимость геометрических размеров гидравлических каналов сопла для нагнетания высоконапорного газа в поток высоконапорной воды для первого технологического режима работы смесителя (Dchoke – диаметр эквивалентного сопла; Pdrop – потери давления в потоке, при прохождении сопла; n(d) – количество каналов в сопле в зависимости от их диаметра)

Опытным путем определили, что в диапазоне значений диаметра каналов от 1 до 2 мм можно достичь наилучших показателей дисперсии газовых пузырьков в потоке водогазовой смеси. Для каналов сопла с диаметром менее 1 мм исследования не проводили ввиду низкой степени технологичности (большие сопротивления) и высокой стоимости изготовления сопла для прокачки больших расходов газа.

По полученным графикам, представленных на рисунке 3, для условий работы смесителя на различных режимах закачки водогазовой смеси, определили следующие рабочие диапазоны каналов (1 мм): для первого режима (расход газа в ст.у. 20 000-40 000 м3/сут, перепад давления сопла высоконапорного газа: 1-9 МПа) – от 8 до 22 отверстий; для второго режима (расход газа в ст.у. 40 000-50 000 м3/сут, перепад давления сопла высоконапорного газа: 1-9 МПа) – от 11 до 31 отверстий и для третьего режима (расход газа в ст.у. 50 000-150 000 м3/сут, перепад давления сопла высоконапорного газа: 1-9 МПа) – от 28 до 78 отверстий (рисунок 4).


Рисунок 4   Сочетание количества отверстий сопла в зависимости от технологического режима работы смесителя

Результаты численных расчетов позволили разработать программу стендовых испытаний смесителя воды и газа с тремя вариантами сопел для нагнетания высоконапорного газа. В симуляторе построена модель конструкции смесителя воды и газа в соответствии с техническими требованиями для создания и закачки в скважину водогазовой смеси. На рисунке 5 представлена схема смесителя водогазового СВГ-20, для визуализации потоков ГЖС и определения структуры водогазовой смеси в составе смесителя установлена смотровая камера КС-250.

 

Рисунок 5 – Сборочный чертеж смесителя СВГ-20 - I: газовый вход - 1; подвод жидкости (высоконапорной воды) - 2; выкидной патрубок водогазовой смеси - 3; сменное сопло - 4; приемная камера смесителя - 5; диффузор - 6 и смотровой камеры - II

Основное отличие смесителя СВГ-20 от низконапорного и высокопроизводительного эжектора в том, что смеситель выполняет функцию диспергирования потока жидкости и газа, а эжектор - откачку пассивного потока (в условиях ЯНГКМ пассивным потоком является вода) при истечении через сопло активного потока (газа), с возможным эффектом диспергирования в камере смешения. Данную особенность использовали, при разработке конструкции смесителя, делая упор на эффективное смешение потоков жидкости и газа в приемной камере смесителя (5).

На основе математической модели движения потоков газа и воды в каналах смесителя определен механизм формирования водогазовой смеси. При нагнетании в сопло смесителя с различным количеством гидравлических каналов высоконапорного газа, в приемную камеру нагнетается высоконапорная вода, давление воды и газа в приемной камере уравниваются. Струи высоконапорного газа истекают из каналов с большими скоростями, формируя при этом вихревые области воды и газа. Вследствие турбулентного режима течения потоков происходит их энергообмен и выравнивание давления водогазовой смеси в диффузоре (6) смесителя.

Форма, количество каналов и их расположение на конусе газовых сопел позволяет уменьшить размеры пузырьков газа в водогазовой смеси, а возможность замены сопел на смесителе в зависимости от планируемых режимов работы смесителя, позволяет работать смесителю в большем диапазоне подачи по жидкости и по газу.

Стендовые испытания СВГ-20

В научно-исследовательской лаборатории кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений проведены испытания смесителя с различными проточными элементами на модельных газожидкостных смесях: «вода-воздух» и «вода-ПАВ-воздух», при низких давлениях (до 2 МПа). Стендовые исследования проводились для оценки оптимальной проточной части смесителя при прочих равных условиях. Для создания приближенных к промысловым условиям (давление 2-11 МПа), смеситель испытали на производственной площадке ООО «НПФ «РАНКО» (г.Москва).

Результаты стендовых испытаний позволили определить зависимость среднего диаметра газовых пузырьков на выходе смесителя в потоке водогазовой смеси от параметра объёмного расходного газосодержания.

 






Рисунок 6 – Визуализация численного эксперимента по определению газосодержания (а, в, д,) и скорости (б, г, е) 

водогазовой смеси в проточных элементах смесителя, при рассмотрении различных вариантов сопел высоконапорного газа: 

«а», «б» - 20 каналов; 

«в», «г» - 30 каналов; 

«д», «е» - 80 каналов 

(Qж= 225 м3/сут; Qг=19 040 ст.м3/сут , РВГС=17 МПа)

Стендовые испытания смесителя на модельных водогазовых смесях показали низкую эффективность работы смесителя без сужающегося профиля канала в месте смешения сред, а также испытания показали низкую эффективность работы смесителя с цилиндрическими (не конусными) соплами, с гидравлическими каналами, с углом развертки к конусной поверхности сопла 30°. Экспериментально подтверждено, что ПАВ положительно влияет на дисперсность газовых пузырьков в потоке водогазовой смеси с меньшими значениями газосодержаний, например, для смеси «вода-воздух» в диапазоне значений давлений 2-11 МПа и при газосодержании 20 – 70% по объёму, диапазон средних диаметров газовых пузырьков составляет 350-400 мкм, а для смеси «вода-ПАВ-воздух» при аналогичных условиях – 90-400 мкм. Для апробации полученных результатов стендовых испытаний и определении технических возможностей смесителя, разработана программа промысловых исследований на Ярактинском НГКМ.

Промысловые испытания СВГ-20

Промысловые исследования проводили на опытном участке (на скважине №144, кустовой площадке №3 Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения) путем подключения высоконапорных линий водовода и газопровода к смесителю специальной конструкции (рисунок 7).




Рисунок 7 – Технологическая схема промыслового размещения оборудования для проведения испытаний смесителя водогазового СВГ-20, подключенного к нагнетательной скважине Ярактинского НГКМ

Условные обозначения:

1 – Линия подачи воды на водораспределительный блок;

2 – Линия подачи газа на блок распределительный газа;

3 – Кран шаровой дискретный, регулирующий подачу жидкости (Qж) на СВГ-20;

4 – Кран шаровой дискретный, регулирующий подачу газа (Qг.вх.СУ) на СВГ-20;

5 –  Кран шаровой дискретный, регулирующий давление смеси (Рсм) на выходе СВГ-20;

6 – Линия впрыска метанола;

8– Датчик температуры смеси на выходе смесителя (tсм);

11, 12, 28 – Манометры (соответственно: Рг, Рсм, Рж.вдб);

14, 15, 16, 19, 20, 21, 30 – Задвижки;

22 – Расходомер жидкости (Qж);

23 – Газовый расходомер (Qг.вх.СУ);

24 – Исследуемый смеситель СВГ-20;

25 – Камера смотровая КС-250;

26 – Устье нагнетательной скважины;


27- Датчик давления на устье скважины (Руст).

Промысловые испытания проводились с 15 августа 2018 по 01 октября 2018г., причем первая половина календарного периода исследований носила характер настройки работы смесителя, в соответствии с рекомендациями, полученными в ходе стендовых испытаний смесителя, а вторая половина исследований направлена на определение параметров работы смесителя на установившихся режимах (продолжительность одного испытания на установившемся режиме - не менее суток).

Эффективность работы смесителя можно определить по структуре водогазовой смеси, которая для условий водогазового воздействия должна быть устойчивой, с минимальными значениями диаметра (радиуса) газовых пузырьков, по возможности одинакового размера. На структуру водогазовой смеси оказывают влияние: перепад давления газа при истечении через сопло, давление на выходе смесителя, скорость потока жидкости, при помощи которой сформировавшиеся газовые пузырьки в затопленной области внешней стороны газового сопла срываются и попадают в область стесненного движения газовых пузырьков в потоке жидкости. Соответственно стесненные условия движения газовых пузырьков при высоких скоростях жидкости позволяют прирастить дополнительную энергию на преодоление сопротивления силам коалесценсии и обеспечить стабильный режим движения водогазовой смеси на участке: сопло – смотровая камера (на расстоянии 1000 мм). Данный аспект является важным, т.к. позволяет без участия поверхностно-активных веществ сформировать пузырьки заданного диаметра и довести их до заданного участка с постоянным значением дисперсности.

Давление на устье скважины при поддержании газосодержания водогазовой смеси менее 50% в течение 46 часов работы смесителя изменилось незначительно, в пределах погрешности – 2,5%. Стационарное поведение давления на устье скважины (в пределах 17 МПа) позволяет сделать вывод о том, что водогазовая смесь с заданной структурой потока, преимущественно пузырькового типа, достигает забоя нагнетательной скважины без образования в НКТ газовых пробок.

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) призабойной зоны нагнетательной скважин (ПЗНС) могут оказывать влияние на подвижность водогазовой смеси в капиллярах (трещинах), регулирующим параметром ФЕС является коэффициент гидропроводности. При относительно хороших ФЕС нагнетание ВГС может происходить вне зависимости от структуры водогазовой смеси, однако при плохих значениях ФЕС, может наступить режим блокирования капилляров (трещин) газовыми пузырьками, которые будут срывать непрерывную подачу водогазовой смеси на участке от устья до интервала перфорации скважины. Срыв подачи водогазовой смеси приведет к изменению структуры, будут образовываться газовые пробки в НКТ, для преодоления сил сопротивления (архимедовой силы, сил поверхностного натяжения, инерционных сил) потребуется запас потенциальной энергии (повышенное давление на устье).

На изменение ФЕС оказывают влияние два основных показателя – это фазовая проницаемость породы и вязкость водогазовой смеси. Известно, что с увеличением газонасыщенности пластового флюида, проницаемость горной породы по жидкости падает, а по газу возрастает.

Вязкость водогазовой смеси значительно меньше по сравнению со смесью, в которую искусственно добавили ПАВ, что обуславливает тормозящий эффект при движении смеси в НКТ – это положительный момент при движении водогазовой смеси на участке: «устье-забой скважины», однако при движении в капиллярах и трещинах действует капиллярное давление и, возможно, эффект Жоммена (эффект блокирования канала капилляра в местах сужения), которые могут приводить к тому, что гидропроводность ПЗНС при закачке водогазовой смеси с ПАВ может снижаться по отношению к значению гидропроводности ПЗНС при закачке водогазовой смеси без ПАВ в несколько раз, при прочих равных условиях, с другой стороны может наблюдаться эффект выравнивания профиля приёмистости для неоднородных коллекторов.

Результаты промысловых испытаний позволили определить диапазон значений среднего диаметра (dср) газовых пузырьков в потоке с газосодержанием - 50% по об.: для сопла с 20 – каналами: 100÷350 мкм, для сопла с 30 – каналами: 200÷400 мкм. Критическое газосодержание водогазовой смеси при давлении 17 МПа составляет 60 % по об., при котором наблюдается изменение структуры потока водогазовой смеси. Стабильное поведение водогазовой смеси в диапазоне газосодержаний 20-50 % по об. (для сопла 20-каналов: dср = 200 мкм; для сопла 30-каналов: dср = 250 мкм). Распределение структуры водогазовой смеси на выходе смесителя, при увеличении газосодержания с 20 % до 45 % наблюдается эмульсионно-пузырьковый режим, характеризующийся равномерным строением газовых пузырьков (по размеру и по форме), упакованных в шлейф потока смеси. Относительная скорость движения газовых пузырьков для данной структуры минимальна или стремится к нулю, что обеспечивает постоянное значение плотности водогазовой смеси на участке движения от смесителя до устья скважины. При увеличении газосодержания от 45 % до 65 % наблюдается переходный режим – наблюдается рост диаметра газовых пузырьков в результате их частичной коалесценсии, при этом относительная скорость газовых пузырьков в потоке увеличивается. При увеличении газосодержания от 65 % до 80% наблюдается пробковый режим, переходящий в расслоенный, при газосодержаниях свыше 90% (рисунок 8).

 


Рисунок 8 –  Распределение структуры потока водогазовой смеси на выходе смесителя СВГ-20 в широком диапазоне объёмно-расходных газосодержаний


 


Выводы

В результате обобщения большого массива промысловых и лабораторных данных, авторами разработаны серии номограмм, при помощи которых можно осуществить подбор геометрии сопла и режима работы смесителя в зависимости от технологических параметров (Qв, Qг.с.у., Рсму, Рг, Рв), в частности задаваясь требуемым значением среднего диаметра водогазовой смеси на выходе смесителя, можно определить требуемый перепад давления на смесителе при формировании водогазовой смеси: ΔРсгсм; перепад давления зависит от геометрии сопла (20 каналов., 30 каналов. и т.д., диаметр инжектора – 1,1 мм); по значению перепада давления можно определить оптимальное значение объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям (Qг.с.у.); по данным Qг.с.у. можно определить требуемое значение подачи жидкости (воды) на приеме смесителя (Qв). В случае необходимости увеличения объема закачки газа при поддержании заданного значения dср=160 мкм, необходимо определить ΔРс, значение которого будет соответствовать по номограмме значению требуемого объемного расхода газа (рисунок 9).

Результаты исследований позволяют рекомендовать смеситель СВГ-20 к промышленному использованию на Ярактинском НГКМ.

Научный интерес представляет проведение исследований нисходящего потока водогазовой смеси в нагнетательных скважинах с «отрицательными» подъемниками разного диаметра и длины, при различных режимах работы скважин для определения структуры потока водогазовой смеси в нагнетательной скважине.

Коллектив авторов выражает благодарность сотрудникам ООО «Иркутская нефтяная компания» за предоставленную возможность проведения промысловых исследований на Ярактинском НГКМ.

 

Литература:

1. Пресс-релиз Мирового банка от 17 ИЮЛЯ 2018 ГОДА «New Satellite Data Reveals Progress: Global Gas Flaring Declined in 2017» https://www.worldbank.org/en/news/press-release/2018/07/17/new-satellite-data-reveals-progress-globa....

2. Дроздов А.Н., Телков В.П., Вербицкий B.C., и др. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями // Нефтяное хозяйство, 2007, № 1. С. 58-59.

3. E. Dendy Sloan Jr., J Ben Bloys. Hydrate Engineering // Society of Petroleum Engineers Inc. Richardson, Texas – 2000. - 95 pp.

4. Perkins T., Critical and Sub-Critical Flow of Multiphase Mixtures Through Chokes // SPE 20633 – 1993



Keywords: Yaraktinskoye oil and gas condensate field, water-gas mixture, SVG-20 mixer, swag, water-gas impact on the reservoir, fine-dispersed water-gas mixture, oil (associated) gas, ejector, flow dispersion




Статья «Новые технологии использования ПНГ» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№10, Октябрь 2020)

Читайте также