Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработка методов идентификации его источников тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Гультяева Наталья Анатольевна

• Гультяева Наталья Анатольевна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Гультяева Наталья Анатольевна

ВВЕДЕНИЕ

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ УЧЕТА ГАЗА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

1.1 Проблемы методического обеспечения процесса дифференцирования попутного газа

1.2 Обоснование объекта исследования на основе анализа задач проектирования разработки месторождений с газовыми шапками

1.3. Анализ методов определения состава и основных физико-химических свойств углеводородных флюидов

1.3.1 Уравнения состояния и расчетные алгоритмы расчета фазовых переходов

Выводы по разделу

2. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ

2.1 Эмпирические методы определения констант фазового равновесия компонентов

2.2 Геолого-физическая характеристика и результаты исследования пластовых флюидов Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения

Выводы по разделу

3. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ФАЗОВОГО ПОВЕДЕНИЯ КОМПОНЕНТОВ

3.1. Исследование алгоритмов учёта добычи углеводородов при разработки многофазных залежей

3.2 Моделирование экспериментальных исследований пластовых нефтей

3.2.1 Построение модели пластовой нефти

3.2.2 Основные характеристики газонасыщенной нефти

3.2.3 Коэффициент сжимаемости и температурный коэффициент

объемного расширения

2

3.2.4 Сепарация, газовый фактор и объемный коэффициент

Выводы по разделу

4 РАЗРАБОТКА И АПРОБАЦИЯ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИЧИН ПОСТУПЛЕНИЯ ГАЗА В ДОБЫВАЮЩИЕ НЕФТЯНЫЕ СКВЖАИНЫ

4.1 Алгоритм построения программного продукта идентификации источников попутного газа

4.2. Разработка методики учета влияния газа, растворенного в воде на величину газового фактора

4.3. Разработка методики оперативного учета объема газа газовой шапки

в прорывном газе

Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование причин поступления газа в добывающие нефтяные скважины и разработка методов идентификации его источников»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. В настоящее время в связи с истощением запасов многих разрабатываемых нефтяных месторождений возрастает интерес недропользователей к вводу в промышленную разработку месторождений со «сложными» запасами. К ним, в частности, относятся газонефтяные залежи, в которых нефть и газовая шапка залегают контактно. Но при малых запасах газовой шапки выделение её в самостоятельный объект разработки нерационально как с экономической, так и с технологической позиции. При таких обстоятельствах добыча газа ведется через нефтяные скважины, и газ выделяется как прорывной. Например, на рассматриваемом в работе Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении (недропользователь -ОАО «Сургутнефтегаз») средний газовый фактор по 310 эксплуатируемым скважинам составляет более 90 м /т, однако по данным лабораторных исследований газосодержание пластовой нефти не превышает 70 м3/т. Таким образом, на месторождении ведется совместная добыча нефти и газа газово й шапки через нефтяные скважины.

В этой связи возникает необходимость исследования источников поступления газа. Существующие методы не позволяют с высокой степенью достоверности производить дифференциацию попутнодобываемого газа на растворенный и прорывной, т.к. его появление связано с двумя источниками -выделяющимся из нефти растворенным газом и газом газовой шапки, который прорывается к зоне перфорации добывающих скважин вследствие конусообразования. При отсутствии достоверного разделения попутного газа по источникам его образования недропользователи сталкиваются с проблемой при списании запасов с государственного баланса в процессе разработки месторождений. В связи с тем, что в пределах залежи газовый фактор нефти может различаться в 2 и более раз в зависимости от зоны вскрытия и расположения скважины на структуре, определение источников его поступления возможно только с применением современных расчетных методов, позволяющих моделировать начальное фазовое состояние системы.

Степень разработанности темы исследования

Исследованиям фазового поведения углеводородных систем посвящены труды многих отечественных и зарубежных ученых. В работах Д.Л. Катца, А.Ю. Намиота, М.Б. Стендинга, Т.Д. Островской, Д. Пенга, Д.Б. Робинсона, Г. Соаве, Г.С. Степановой, Г.Ф. Требина, А.И. Хазнаферова, Д.М. Шейх-Али, А.С. Эйгенсона А.И. Брусиловского, В.И Шилова подробно рассмотрены существующие методы расчетов фазового равновесия углеводородных систем, фазовые переходы, а также расчетные методы определения различных физических свойств индивидуальных углеводородов и их смесей. Проблемами рационального использования попутного газа занимались: В.П. Тронов, А. А. Коршак, М.Д. Валеев, М.Ю. Тарасов, Л.Н. Духневич, С.А. Леонтьев, А.А. Хамухин, О. В. Фоминых и многие другие. В их трудах рассмотрены различные технологии от оптимизации процесса подготовки нефти до выбора рациональных способов утилизации газа.

Несмотря на значительный объем работ в области исследования свойств пластовых углеводородных систем, раздельного учета добычи компонентов различного фазового состава, проблема разделения попутнодобываемого с нефтью газа на источники возникновения остается не до конца проработанной.

Цель работы - повышение эффективности разработки нефтегазовых залежей и использования попутного газа путем внедрения научно-методических основ определения источников его возникновения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является продуктивный пласт, содержащий нефтегазовые залежи, из которых ведется совместная добыча нефти и газа; предметом - фазовые превращения углеводородных систем при их совместной добыче.

Основные задачи исследования

1. Анализ существующей нормативно-правовой базы использования и учета газа, добываемого совместно с нефтью.

2. Исследование влияния масообменных процессов при добыче нефти на объем попутнодобываемого газа.

3. Анализ методов дифференциации источников попутного газа при разработке нефтегазовых залежей.

4. Разработка аналитических методов моделирования начального фазового состояния углеводородов.

5. Разработка метода дифференциации попутного газа по источникам возникновения газовой фазы.

Научная новизна выполненной работы

1. Установлены причины поступления газа в добывающие нефтяные скважины при разработке нефтегазовых залежей, объяснен механизм влияния масообменных процессов в системе нефть-газ-вода на объем газа, добываемого совместно с нефтью.

2. Разработана методика, реализованная в виде расчетного алгоритма и программного продукта идентификации источников газа, добываемого совместно с нефтью при разработке сложнопостроенных, многофазных залежей углеводородов.

Теоретическая значимость работы

1. Раскрыты существенные проявления теории: несоответствия между величиной газового фактора при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой и максимального газосодержания нефти в пластовых условиях, в результате разработан метод идентификации начала процесса поступления в скважину газа газовой шапки.

2. Изучены факторы оказывающие влияние на перераспределение компонентов углеводородной системы между фазами и влияния на этот процесс пластовой воды.

3. Проведена модернизация существующих математических моделей расчета фазовых переходов углеводородных систем при разработке нефтяных залежей с газовой шапкой, что, применительно к цели работы, обеспечило разработку алгоритма идентификации источников попутного газа.

4. Изложены доказательства влияния обводненности добываемой продукции на распределение легких компонентов между паровой и жидкой фазой.

Практическая значимость работы

1. Разработанная методика идентификации источников попутного нефтяного газа реализована в виде программного продукта, который позволил оперативно производить оценку доли газа газовой шапки в общем объеме попутного газа, поступающего из скважин и корректировать технологические режимы работы добывающих скважин.

2. Использование расчетной методики идентификации источников попутного газа позволило повысить достоверность локализации положения газовой шапки в результате чего скорректировано расположение добывающих скважин.

3. С применением разработанной методики производится списание с государственного баланса запасов растворенного газа и газовой шапки. Это позволило снизить отклонения между фактическими и проектными показателями разработки.

Методология и методы исследования

Для достижения цели диссертационного исследования в работе использована совокупность методов научного познания - вычислительные, промысловые, лабораторные эксперименты; использованы современные методы математического моделирования.

Положения, выносимые на защиту

1. Результаты количественной оценки объемов растворенного газа и газа газовой шапки на основании анализа компонентного состава добываемого сырья.

2. Механизм экспериментального обоснования степени влияния растворенного в попутнодобываемой воде газа на количество и свойства продукции скважин.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно: пункту 4 - «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов.».

Степень достоверности результатов работы

Все экспериментальные результаты, используемые автором в качестве подтверждения защищаемых положений, получены в научно-производственном комплексе петрофизических исследований Тюменского отделения института «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» (Аттестат аккредитации № РОСС ЯИ.0001.512246 выдан Госстандартом России 27.01.2011 г.). Достоверность научных положений подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, проанализированных с помощью методов математической статистики. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации.

На основе результатов исследования и моделирования определены компонентные составы добываемых флюидов и продуктов их промысловой подготовки, а также получены зависимости распределения компонентов добываемых флюидов по продуктам их промысловой подготовки в динамике разработки месторождений. Полученная экспериментальная и расчетная информация использована в проектах разработки и обустройства нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири и при проработке технических решений по реконструкции промысловой технологии действующих месторождений республики Саха (Якутия).

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: XXV, XXVIII, XXIX конференциях молодых учёных и специалистов СургутНИПИнефть и Сургутнефтегаз (Сургут, 20052009 г.г.), конференции молодых ученых и специалистов СибНИИНП (Тюмень, 2003г.) и конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (Ханты-Мансийск, 20052009); на XXVIII - XXX научно-технической конференции ХМАО «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» (Ханты-Мансийск, 2008-2011 г), научно-технических советах Тюменского отделения СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2013-2015 гг).

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам отдела физико-химии пластовых систем Тюменского отделения СургутНИПИнефть и начальнику отдела, к.т.н. В.И. Шилову.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ УЧЕТА ГАЗА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

В определении ПНГ фактически ассоциированы две УВ системы с различным характером фазового состояния и степенью влияния на процесс добычи нефти, объединенных лишь, собственно, приуроченностью к этому процессу - это растворенный в нефти газ или смесь растворенного газа и газа из газовой шапки, добываемых через нефтяные скважины. Поэтому для практической реализации текущих проектных решений разработки нефтегазовых месторождений, в первую очередь, следует обеспечить дифференцированный учет добытых углеводородов при совместном отборе через нефтяные скважины. В этой связи с целью повышения качества списания запасов углеводородного сырья с государственного баланса необходимо совершенствование имеющихся методик учета «источника» формирования попутнодобываемого газа.

1.1 Проблемы методического обеспечения процесса

дифференцирования попутного газа

В настоящее время ситуация, сложившаяся в Российской Федерации с ценнейшим углеводородным сырьем и одновременно энергетическим ресурсом, которым считается ПНГ, уникальна в худшем смысле этого слова. Из-за отсутствия или несовершенства системы учета ПНГ на большинстве лицензионных участков точно не известны объемы добычи ПНГ и его использования. В результате сжигания ПНГ ущерб российской экономике (потери ПНГ как сырья и вред окружающей среде, наносимый продуктами сгорания ПНГ) может составлять ежегодно несколько сотен миллиардов рублей [27].

Значительным несовершенством отличается и нормативно-правовая база, которая должна регулировать обращение с ПНГ. Прежде всего, в нормативно-правовых актах ПНГ не рассматривается как полезное ископаемое, которое

следует рационально использовать. Например, Статья 23 Федерального закона 08.08.2001 г. № 126-ФЗ «О недрах» требует максимально полного извлечения основных полезных ископаемых, совместно с ними залегающих и попутных компонентов, но среди этих компонентов ПНГ не упоминается. В этом Законе отсутствует также понятие о нормативных и сверхнормативных потерях растворенного в нефти газа [53]. Более того, согласно подпункту 2 пункта 1 Статьи 342 Налогового кодекса Российской Федерации ставка налога на добычу ПНГ не предусмотрена и равна нулю.

До 2006 г. уровни использования ПНГ (нормативы потерь) ежегодно утверждались ведомственными документами Минэнерго России по согласованию с Госгортехнадзором. В настоящее время уровень использования извлекаемого вместе с нефтью ПНГ может устанавливаться только лицензионным соглашением. И даже эта возможность используется далеко не всегда. Так, в Ханты-Мансийском автономном округе — Югре, где добывается почти 60% российской нефти, в половине лицензионных соглашений какие-либо требования по уровню использованию ПНГ вообще отсутствуют.

Следует упомянуть также, что и в проектах разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений количество добываемого ПНГ и направления его использования, как правило, не устанавливаются. Так, в «Регламенте составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений» термин «ПНГ» или его аналог вообще не упомянут [89].

Анализ ситуации, проведенный экспертами Российского газового общества (РГО) с участием представителей компаний, которые добывают и перерабатывают углеводороды, показал, что решить проблему повышения уровня использования ПНГ простыми директивными (запретительными) методами в условиях России практически невозможно. В силу многообразия условий добычи нефти, недостаточной развитости системы газопроводов для поставки ПНГ на предприятия по его переработке и ряда других обстоятельств необходимо разработать и реализовать целый комплекс мероприятий, чтобы у

нефтедобывающих предприятий возникла серьезная заинтересованность в бережном отношении к ПНГ [27].

В настоящее время разработан ряд нормативных документов, регламентирующих деятельность недропользователей по обращению с попутно добываемым газом. В частности, наиболее полно проработан вопрос учета добываемого газа. Например, согласно п. 3.15. [84] «В целях учета попутного (нефтяного) газа фактические потери попутного (нефтяного) газа при добыче и транспортировке определяются и учитываются нефтегазодобывающей организацией по каждому конкретному месту их образования». При этом учет «мест образования» газа должен, по мнению авторов Приказа, осуществляться в технологических проектных документах на разработку месторождений углеводородов: «Порядок ведения оперативного учета попутного (нефтяного) газа устанавливается нефтегазодобывающей организацией в соответствии с принятой схемой и технологией разработки месторождения, проектом обустройства месторождения или планом пробной эксплуатации скважин» [84]. В дальнейшем, на примере ряда нефтегазовых месторождений Западной Сибири рассмотрим, каким образом проектируется методика разделения ПНГ на растворенный и «прорывной» газ.

Учет ПНГ проработан в отраслевых регламентирующих документах. Согласно п.2.2 [87] «Учет общего количества газа, поступающего через нефтяные скважины, должен осуществляться по сумме замеров газа на газовых линиях всех ступеней сепарации, реализуемых на промысле», таким образом, о том, как определить источник возникновения этого газа, снова не сказано ни слова.

У недропользователей существуют свои внутренние документы по учету и дифференциации ПНГ, например у ОАО «Сургутнефтегаз» - СТО 238-2009 Порядок учета попутного газа [82], так как в его активах находится много газонефтяных месторождений. В нём, например, даётся ряд определений:

Газ «газовых шапок» - природный газ, находящийся в начальных пластовых условиях в газообразном фазовом состоянии и расположенный в повышенных частях структуры (газовых шапках) над нефтяной частью залежи. Газ попутный - газ, добываемый из газонефтяной (нефтегазовой) залежи и представляющий собой смесь газа газовой шапки и растворенного в нефти газа;

В проекте новых правилах разработки приведено следующее определение: попутный газ - растворенный газ или смесь растворенного газа и свободного газа газовой шапки, добываемый совместно с нефтью через нефтяные скважины, в том числе без вскрытия перфорацией газонасыщенных пропластков вследствие особенностей геологического строения и/или технологии разработки, принятой в утвержденном проектном документе.

Таким образом, у недропользователей, проектировщиков и государственных органов существует единый подход к определению ПНГ, однако, что касается газосодержания, т.е. количественного представления о добыче в составе ПНГ растворенного газа, то существует ряд противоречивых подходов. Например, согласно классическим представлениям газосодержание -объем газа, приведенный к нормальным условиям, выделившийся из единицы массы при однократном разгазировании при стандартных условиях. Таким образом, газосодержание для конкретной пробы пластовой нефти - величина постоянная, так как определяется при строго заданных условиях [78]. Однако, объем растворенного газа при подсчете извлекаемых запасов может быть определен и при других условиях, в частности, при многоступенчатом разгазировании с имитацией условий, наиболее близких к тем, которые будут заданы в процессе промысловой подготовки нефти, включающую, например, термохимическую обработку. Следовательно, величина газосодержания, определенная при стандартных условиях, не может быть определяющим показателем при определении геологических и извлекаемых запасов растворенного газа, так как объем выделяющегося газа зависит от технологии процессов разработки, добычи и подготовки нефти.

1.2 Обоснование объекта исследования на основе анализа задач проектирования разработки месторождений с газовыми шапками

Рассмотрим подробно, как реализуется [84] проектными организациями при планировании разработки нефтегазовых залежей, где предполагается добыча газа газовой шапки через нефтяные скважины.

На Фестивальном нефтегазовом месторождении, которое находится на территории Пуровского и Красноселькупского районов Ямало-Ненецкого автономного округа добыча газа газовых шапок пластов группы ПК планируется производить через нефтяные скважины [Дополнение к тех. схеме фестивального, 2013].

На месторождении в апт-альбском нефтегазоносном комплексе (покурская свита) выявлены небольшие по размерам и запасам газовые (пласты ПК19 и ПК21) и нефтегазовые (пласт ПК14) залежи. Особенности продуктивных пластов покурской свиты обусловлены, в первую очередь, континентальным характером осадков, которые отличаются невыдержанностью песчаных пластов и перекрывающих их глинистых покрышек.

Суммарные запасы газа газовой шапки составляют 348 млн.м , это обуславливает экономическую нецелесообразность выделения газовых шапок в отдельный объект разработки. При расчете технологических показателей разработки разделение добычи газа по источникам проводилось следующим образом:

1) на гидродинамической модели объекта разработки рассчитывались технологические показатели работы скважин, при этом в модели был получена значительная добыча попутного газа;

2) полученная при лабораторных исследованиях величина газового фактора глубинной пробы нефти умножалась на годовую добычу нефти (табл 11);

3) из модельного объема добычи попутного газа вычиталась рассчитанная по п. 2 добыча растворенного газа.

Таблица 1.1 - Фрагмент таблицы с расчетами технологических

показателей разработки Фестивального месторождения.

№ пп Показатели Годы

2018 2019 2020 2021 2022 2023

1 Добыча нефти всего, тыс.т 466,3 539,8 564,2 596,7 613,8 623,2

58 Добыча растворенного газа, млн.мЗ 218,6 215,3 161,6 122,2 111,9 109,3

59 Добыча растворенного газа с начала разработки, млн.мЗ 2981,5 3196,9 3358,5 3480,8 3592,6 3702,0

60 Добыча газа газовых шапок (прорывного), млн. мЗ/год 11,2 8,2 14,4 10,1 10,3 11,5

61 Накопленная добыча газа газовых шапок (прорывного), млн. мЗ 11,2 19,4 33,8 43,9 54,2 65,7

Считаем, что такой подход не имеет под собой надежной физической основы, так как величина газового фактора изменяется в процессе разработки месторождения в связи с происходящими в залежах массобменными процессами при снижении пластовых давления и температуры.

Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого округа Тюменской области, в 30 км к северо-востоку от пгт. Уренгой [дополнение к тех.схеме ОПР, 2013 г]

В пределах месторождения промышленные скопления углеводородов выявлены в верхней части мегионской свиты (пласты БТ10 и БТ11) и нижней части заполярной свиты (пласты БТ60, БТ6, БТ7-8) валанжинского яруса нижнемеловых отложений. Ближайшие крупные месторождения, запасы которых утверждены в ГКЗ, - Заполярное нефтегазоконденсатное, Русское нефтегазовое, Южно-Русское газовое, Береговое нефтегазоконденсатное.

При проектировании разработки выделено четыре объекта: объект БТ6 (пласты БТ60, БТ6), объект БТ7-8 (пласт БТ7-8), объект БТ10 (пласт БТ10), объект БТ11 (пласт БТ11). По всем объектам добыча газа газовых шапок планируется через нефтяные скважины. При планировании технологических показателей разработки использован аналогичный подход к разделению источников попутного газа - умножение газового фактора на добычу нефти (таблица 1.2.).

Таблица 1.2 - Фрагмент таблицы технологических показателей

разработки Яро-Яхинского месторождения

№ Показатели Годы

пп 2013 2014 2015 2016 2017

1 Добыча нефти всего, тыс.т 8,0 52,7 82,6 296,0 600,4

58 Добыча попутного газа, млн.нмЗ/год 6,4 17,9 З7,1 206,2 596,5

59 в т.ч. растворенного газа, млн.нмЗ/год 1,7 11,2 17,5 62,7 121,1

60 газа газовых шапок, млн.нмЗ/год 4,7 6,7 19,6 14З,4 475,4

61 Добыча попутного газа с начала разработки, млн.нмЗ/год З8,4 56,З 9З,З 299,5 896,0

62 в т.ч. растворенного газа, млн.нмЗ/год ЗЗ,7 44,9 62,4 125,1 246,З

63 газа газовых шапок, млн.нмЗ/год 4,7 11,4 З0,9 174,4 649,7

64 Использование растворенного газа, млн.мЗ 0,0 6,З 12,5 59,6 115,1

65 Процент использования растворенного газа, % 0,0 56,4 71,4 95,0 95,0

Тальниковое месторождение расположено в Советском районе Ханты-Мансийского автономного округа-Югры в 190 км от г. Урая.

Промышленная нефтегазоносность установлена в юрских отложениях вогулкинской толщи даниловской свиты (пласт П2), тюменской свиты (пласт Т1; Т2) и коре выветривания доюрского комплекса (пласт ДЮК).

Все пласты на месторождении объединены в один объект разработки, добыча газа газовых шапок предполагается также через нефтяные скважины. Для разделения добычи авторами был использован очень своеобразный подход - находился средневзвешанный газовый фактор между пластами, который в дальнейшем умножался на суммарную добычу нефти (таблица 1.3).

Таблица 1.3 - Фрагмент таблицы технологических показателей

разработки Тальникового месторождения

№ Показатели Годы

пп 2014 2015 2016 2017 2018

1 Добыча нефти всего, тыс.т З10,5 279,7 248,З 225,9 212,8

58 Добыча попутного газа, млн.нмЗ/год З49,5 279,8 22З,6 180,8 152,3

59 в т.ч. растворенного газа, млн.нмЗ/год 18,З 16,5 14,7 1З,З 12,6

60 газа газовых шапок, млн.нмЗ/год ЗЗ 1,2 26З,З 208,9 167,5 139,8

61 Накопленная добыча попутного газа, млн.нмЗ З006,5 З286,З З509,9 З690,7 3843,0

62 в т.ч. растворенного газа, млн.нмЗ 274,З 290,8 З05,5 318,8 331,4

6З газа газовых шапок, млн.нмЗ 27З2,2 2995,5 З204,5 ЗЗ71,9 3511,7

64 Использование попутного газа , млн.н.мЗ/год ЗЗ2,0 265,8 212,4 171,7 144,7

65 Использование попутного газа , % 95 95 95 95 95

Таким образом, анализ подходов к проектированию различными проектным организациями (Фестивальное - ООО «РН-УфаНИПИнефть», Яро-

Яхинское - ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибириь», Тальниковое - Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмень,) показал отсутствие даже научных основ разделения попутного газа по источникам его возникновения.

1.3. Анализ методов определения состава и основных физико-химических свойств углеводородных флюидов

На сегодняшний день необходимость в получении достоверной информации касательно свойств природных углеводородных смесей в широком диапазоне изменения термобарических условий неукоснительно растет в силу развития нефтегазодобывающей промышленности и необходимости вовлечения в разработку новых территорий. Зачастую решение вопросов относительно прогноза свойств флюидов вновь разрабатываемых и вводимых в эксплуатацию объектов сводится к разработке различных методов, компилирующих расчет с экспериментом.

1.3.1 Уравнения состояния и расчетные алгоритмы расчета фазовых переходов

Рассматривая расчетные методы, лежащие в основе определения фазовых состояний углеводородных систем, мы неизменно обращаемся к «базовым» уравнениям концентраций:

; (11)

х V_ 1

у^-РКт- ; (12)

где - молярная концентрация 1-го компонента в первоначальной углеводородной смеси (газонасыщенной нефти); х, у, - молярные концентрации I-го компонента в жидкой и газовых фазах, соответственно; V,L - парциальные

доли, газовой и жидкой фазы в двухфазной смеси; К - константа фазового равновесия ¡-го компонента в двухфазной системе.

Физический смысл константы фазового равновесия заключается в отношении ¡-го компонента газовой фазы смеси к жидкой при заданных значениях температуры и давления:

=у. (и)

Решениями этого соотношения для газовой и жидкой фазы, а также для нефтегазовой смеси с числом компонентов п являются следующие уравнения:

Х^ = 1; ±у, = 1; Хх = 1, (1.4)

¡=1 I=1 I=1

При этом, выражение для одного моля смеси:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гультяева Наталья Анатольевна, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Ali Danish.: PVT and phase behavior of petroleum reservoir fluids. // department of petroleum engineering. - Heriot Watt University.- Edinburgh, Scotland, 1998.- 388 c.

2. Aziz Khalid: Petroleum reservoir simulation. //Applied science publishers LTD.- London.-411 c.

3. Benedict M., Webb G.B., Rubin L.C.: An Empirical Equation for thermodynamic properties of hydrocarbons and their mixtures. // J.Chem.Physics.- 1940.- 8.- c.334-345.

4. Brawn G.G. et al.: Natural gasoline and volatile hydrocarbons. Natural gas assn. of America.- Tulsa.- 1945.

5. Carbognani L., DHaz-Gymez L., Oldenburg T.B.P., Pereira-Almao P.: Determination of molecular masses for petroleum distillates by simulated distillation. // CT&F - Science technology future.- 2012.- 4 (5).- c.43 - 56.

6. Chao K.C., Seader J.D.: A general correlation of vapor-liquid equilibria in hydrocarbon mixtures. // AIChE Journal 7.- 1961.- c.598-605.

7. Christensen P.L., Pedersen K.S: Phase behavior of petroleum reservoir fluids. // CRC Press. -2007.- c.141-167.

8. Chueh P.L., Prausnitz J.M.: Vapor-Liquid equilibria at high pressure: Vapor-phase fugacity coefficients in non-polar and quantum-gas mixture. // Ind. eng. chem. fundamen.-1967.-№6- c.492-498.

9. Dan Vladimir Nichita., Goual Lamia., Firoozabadi Abbas.: Wax Precipitation in Gas Condensate Mixtures // Society of Petroleum Engineers.-2001.- c.250-259.

10. Engineering data book NGPSA. - Tulsa, Oklahoma.- 14.- 1998.- 382 c.

11. Hoffman, A.E., Crump, J.S., Hocott, C.R.: Equilibrium constant for a gas-condensate system // AIME.- 1953.- 198 c.

12. Kwong J.N.S, Redlich O.: On the thermodynamics of solutions. Equation of state. Fugacity of gaseous solutions.- 1949.- c.233-244.

13. Krikunov V., Shilov V.: Thermodynamic modeling of fluid parameters for west Siberian fields operating under complicated conditions. // Academia Kiado, Budapest.- 2001.- c151-160.

14. Lira-Galeana С., Firoozabadi А., Prausnitz John M.: Thermodynamics of Wax Precipitation in Petroleum Mixtures // AIChE Journal.- 1996.- с.239-248.

15. Nishiumi H.: Thermodynamic property prediction of C10 to C20 paraffin and their mixtures by the generalized BWR equation of state. // J. Chem. Eng. Japan.- 1980.- c.74-76.

16. Pan Huanquan., Firoozabadi Abbas., Futland Per.: Pressure and composition effect on wax precipitation: experimental data and total results// Society of Petroleum Engineers.- 1997.- с.250-258.

17. Pedersen K.S., Fredenslund A., Thomassen P.: Properties of oil and natural gases. // USA.-Housten.- 1989.- 232 c.

18. Pedersen K. S.: Phase behavior of petroleum reservoir fluids / Karen S. Pedersen and Peter L. Christensen. // TN871.-2006.- 423 с.

19. Peng D-Y.: A new two constants equation of state / Peng D-Y., Robinson D.B. // Society of petroleum engineering of AIME.- Dallas.- 1981.- №15-c.46-52.

20. Petroleum engineering handbook Bradley B. // Society of Petroleum Engineers.-TX USA.-1992.- 1867 c

21. Reed R.C., Prausnitz J.M., Sherwood T.K.: The properties of gases and liquids. // hill book Co.Inc.- NY USA.- 1977.- 70 c.

22. Riazi M.R.: Characterization and properties of petroleum fractions. // ASTM manual series: MNL50.- 2005.- 427 c.

23. Starling K.E.: Fluid thermodynamic properties for light petroleum systems.-1972.- Hydrocarbon Processing.- 129 c.

24. Walas Stanley M.: Phase equilibrium of chemical and petroleum engineers. // University of Kansas and the C.W. Nofsinger company.-1989.-962 c.

25. Алиев Р.Б., Мираламов Г.Ф.: Газовые конденсаты. // Баку.: Зоман.-

2000.- 328 с.

26. Амикс Д., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. // М.: Гостехиздат.- 1962.- 571с.

27. Андреева Н.Н.: Экспертное сопровождение проблем использования попутного нефтяного газа. // Москва.: Научный журнал российского газового общества.- №2.- 2014.- с66.

28. Анциферов А.С., Бакин В.Е., Воробьев В.Н. и др.: Непско-Ботуобинская антиклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР. // Новосибирск.: Наука.- 1986.- 246 с.

29. Аржанов Ф.Г., Вахитов Г.Г., Евченко В.С.: Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири. // М.: Недра.- 1979.- 335 с.

30. Баженова Т.К., Дахнова М.В. м др.:Нефтематеринские формации, нефти и газы докембрия и нижнего-среднего кембрия сибирской платформы. // М.:ВНИГНИ.-2014.-128с.

31. Базиев В.Ф.: Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2007.-393 с.

32. Байков В.А., Шабалин М.А. и др.: Коррекция физико-химических свойств нефти методом моделирования с использованием уравнений состояния. // Нефтяное хозяйство.- 2006.-№9 с.6-8

33. Берзин А.Г., Берзин С.А., Архипова Т.А.: Некоторые особенности природы и строения залежей ботуобинского м хамакинского горизонтов Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в преддверии его разработки. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2011.- №3.- с.30-38

34. Брусиловский А.И., Закиров С.Н., Баишев В.З.: Математическое моделирование PVT-свойств природных УВ-флюидов и термодинамические эффекты при разработке залежей. // Газовая промышленность.- 2000.-№3.- с.43-45.

35. Брусиловский А.И.: Фазовые превращения при разработке

месторождений нефти и газа. // М.: Издательский дом «Грааль».- 2002.575 с.

36. Воеводкин Д. А., Губайдуллин М.Г.: Анализ использования попутного нефтяного газа на месторождениях ненецкого автономного округа. // Газовая промышленность.- 2011.- №1(83) с.63-71

37. Волков М.М. и др.: Справочник работника газовой промышленности. // М.: Недра.- 1989.

38. Временные методические рекомендации по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения № 6-гр (нефть, газ, компоненты), ведению федерального и сводных территориальных балансовых запасов. // М.: Росгеолфонд.-1996.

39. Временные методические рекомендации по учету добычи углеводородов при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. // М.: ГКЗ Роснедра.-2007.

40. Гвоздев Б.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е.: Эксплуатация газовых и конденсатных месторождений: Справочное пособие. // М.: Недра.- 1988.

41. Геологический проект проведения поисково-разведочных работ на Пеледуйском лицензионном участке на территории Республики Саха. // Томск: ДП ТО СНИИГГиМС.- 2004.- 145 с.

42. Гиматудинов Ш.К.: Физика нефтяного и газового пласта. // М.: Недра.-учебник, изд. 2 пер. и доп.- 1971.- 312 с.

43. Гончаров И.В., Обласов Н.В., Новикова Н.В.: К вопросу раздельного учета при совместной добыче нефти и конденсата. // Нефтяное хозяйство.-2011.- №10.-с.94-96

44. Гордюхин Ю.А.: Исследование фазовых равновесий при совместном трубопроводном транспорте нефти и газа. // Автореф. дис. канд. техн. наук.- М.: МИНХиГП.- 1974.- 19 с.

45. Гришин Ф.А.: Подсчёт запасов нефти и газа в США. // М: Недра.- 1993.350 с.

46. Гультяева Н.А.: Влияние запасов газа, растворенного в пластовой воде,

на текущее распределение объемов добываемой продукции скважин / Крикунов В.В. // Нефтяное хозяйство.- 2012.- № 8.- с.40 - 43.

47. Гультяева Н.А.: Массообмен в системе нефть-газ-вода и его влияние на добычу нефтяного газа / Тощев Э.Н. // Нефтяное хозяйство.- 2013.- № 10.- с.100- 103.

48. Гультяева Н.А.: Рост текущего газового фактора. Влияние растворенного в пластовой воде газа на общий объем добываемого со скважинной продукцией газа / Фоминых О.В., Шилов В.И. // Территория Нефтегаз.- 2013.- № 9.- с.50-57.

49. Гультяева Н.А.: Энергетический потенциал попутно добываемого нефтяного газа. Учет прорывного газа в общем объеме добываемой продукции скважин / Фоминых О.В. // Территория Нефтегаз.- 2013. - № 10.- с.66-73.

50. Гультяева Н.А.: Разработка метода оперативного учета объемов прорывного и растворенного в нефти газа в сложнопостроенных залежах. // Сборник тезисов докладов НПК молодых учёных и специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участков недр на территории ХМАО-Югры. - 2009.- № 9.- с.104- 108.

51. Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Подюк В.Г., Сагитова Д.З.: Исследование природных газоконденсатных систем.- Ухта.- 1997.- 178 с.

52. Желтов Ю.П.: Разработка нефтяных месторождений. // М.: Недра.-1986.- 331 с.

53. Закон РФ "О недрах" от 21.02.1992 N 2395-1 действующая редакция от 31.12.2014.-1992.

54. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. // М.: ГКЗ.- 1984. -64 с.

55. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в

Государственную комиссию по запасам полезных ископаемых при Совете Министров СССР (ГКЗ СССР) материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов. // М.- 1984.

56. Каневская Р.Д.: Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений. // М.: АНО «Институт компьютерных исследований».- 2002.-140 с.

57. Кирюшин П. А., Книжников А. Ю., Кочи К. В., Пузанова Т. А., Уваров С. А.: Попутный нефтяной газ в России: «Сжигать нельзя, перерабатывать!» // Аналитический доклад об экономических и экологических издержках сжигания попутного нефтяного газа в России.- М.: Всемирный фонд дикой природы (WWF).- 2013.- 88 с.

58. Коротаев Ю.П.: Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. // Справочное руководство в двух томах. Том 2 .- М.: Недра.-1984.

59. Крикунов В.В., Бобров Е.В., Шилов В.И., Кателевский Е.В.: Прогнозирование параметров пластовых флюидов с целью максимального охвата нефтяных залежей исследованием // В сб. тез. всерос. конф. «Менделеевские чтения».- Тюмень.- 2005.- c.209-212.

60. Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И.: Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. // Л.: Недра.- 1985.

61. Крылов А. П., Глоговский М.М., Мирчинк М. Ф., Николаевский Н. М., Чарный И. А.: Научные основы разработки нефтяных месторождений. // Москва: Институт компьютерных исследований.- 2004.- 416 с.

62. Крюков В., Силкин В., Токарев А., Шмат В.: Как потушить факелы на российских нефтепромыслах?-Институциональный анализ условий комплексного использования углеводородов (на примере попутного нефтяного наза). // Новосибирск.- 2008.- 336 с.

63. Лапук Б.Б.: Теоретические основы разработки месторождений природных газов. // М.: АНО «Институт компьютерных исследований».- 2002.-297 с.

64. Лысенко В. Д.: Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. // М.: Недра-Бизнесцентр.- 2003.- 638 с.

65. Майер В.П.: Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. // Екатеринбург: «Путиведъ».- 2000. -208 с.

66. Майер В.П., Батурин Ю.Е.: Расчёт на ЭВМ площади нефтяной залежи // В сб. Проблемы нефти и газа в Тюмени.- Тюмень.- 1975.- с.29-31.

67. Марченко А.Н.: Обоснование объема извлекаемых запасов растворенного газа в связи с технологией промысловой подготовки нефти // Дисс.канд. техн. наук. Тюмень:ТюмГНГУ.- 2013.- 212 с.

68. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки. ГОСТ Р 53713-2009. // Москва: Стандартинформ.-2010.-20 с.

69. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. ГОСТ Р 53710-2009. // Москва: Стандартинформ.-2010.-58 с.

70. Методические рекомендации по комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных полезных ископаемых компонентов. // Москва: ФГУ «ГКЗ».-2007.-15 с.

71. Методическое руководство по расчету фазовых равновесий в нефтегазовых системах. Разработка схем вычисления и расчетных уравнений. // Уфа: БашНИПИнефть, 1983. - 52 с.

72. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г.: Физика нефтяного и газового пласта. // М.: АНО «Институт компьютерных исследований».-2005.-280 с

73. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н.: Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи // Уфа.: Гилем.- 1999.462 с.

74. Намиот А.Ю.: Фазовые равновесия в добыче нефти. // М.: Недра.- 1976.183 с.

75. Нефтегазовая энциклопедия в 3-х томах. // М.: Московское отделение международной академии информатизации (МАИ).- 1т.-2002.-361 с.

76. Новый справочник химика-технолога. Сырье и продукты промышленности органических и неорганических веществ // Ч.1.-С-Пб.: АНО НПО «Мир и Семья».- АНО НПО «Профессионал».- 2002.-988 с.

77. Островская Т.Д.: Номограммы для определения свойств пластовых нефтей месторождений Западной Сибири низменности. // М.: ВИЭМС.-Геология.- Методы поиска и разведки месторождений нефти и газа.-1971.- № 7.- с.7.

78. Отраслевой стандарт. «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей». 2 редакция. // М.:ВНИИНефть.-2002.- 85с.

79. Подсчёт запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов: Справочник/ И. Д. Амелин, В. А. Бадьянов, Б. Ю. Вендельштейн и др.; под ред. В.В. Стасенко, И.С. Гутмана. // М.: Недра.- 1989.-270 с.

80. Поконова Ю.В.: Нефть и нефтепродукты // Справ.- Спб.: НПО «Профессионал».- 2003.-901 с.

81. Правила учета нефти. Постановление Правительства Российской Федерации от 16 мая 2014 г. N 451 г. // Москва.- 2014.

82. Порядок учета попутного газа в ОАО «Сургутнефтегаз». // Стандарт организации СТО 238-2009.- 2009.

83. Правила разработки нефтяных и газовых месторождений // М.: ВНИИнефть.- 2000.- 58 с.

84. Приказ Минэнерго России от 30.12.2013 N 961 "Об утверждении Правил учета газа"

85. Природный газ. /Пирогов С.Ю., Акулов Л.А. и др. // Справ.- Спб.: НПО «Профессионал».- 2008 - 848 с.

86. Ракутько А.Г., Мануйло В.С.:Промысловые замеры газового фактора-проблемные вопросы. // Инженерная практика.- №8.- 2013.- с 137.

87. РД 39-083-91 Руководящий документ.- Единая система учета нефтяного газа и продуктов его переработки от скважины до // М.:

ВНИПИгазпереработка Миннефтегазпрома СССР.- 1991.

88. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153.39.0-047-00 // М.: ВНИПИгазпереработка Миннефтегазпрома СССР.- 1991.

89. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-00796 // М.: ОАО ВНИИ им. А.П. Крылова.- 1996.

90. Руководство по газовой хроматографии / под ред. Жуховицкого А. А. // М.: Мир.- 1969.- 501 с.

91. Ситников В.С., Кушмар И.А., Баженова Т.К., Бурова И.А., Семенов В.П., Шибина Т.Д., Шостак К.В., Яшенкова Л.К.; под ред. Ситникова В. С., Прищепы О.М.: Геология и нефтегазовый потенциал юго-запада Республики Саха (Якутия): реалии, перспективы, прогнозы. // Спб.: ФГУП. ВНИГРИ.- Труды ВНИГРИ.- 2014.- 436 с.

92. Степанова Г.С. Расчет газовых превращений в газонефтяных смесях. // М.: Тр. ВНИИ.- Исследования в области техники и технологии добычи нефти.- вып.51.- 1974.-с.163-168.

93. Телков А.П, Грачев С.И.: Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи // М: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз.- 2008.- 518 с

94. Тер-Саркисов Р.М.: Разработка месторождений природных газов. // М: Недра.- 1999.- 657 с.

95. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Скороваров Ю.Н. и др. О возможности прогнозирования физических параметров пластовых нефтей. // Нефтяное хозяйство.-1982.- №1.- с.32-34.

96. Тривус Н.А., Сендали-Заде Б.М. Оптимальные режимы ступенчатой дегазации конденсата и ее эффективность. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. // М.: ВНИИЭГазпром.-вып.6.- с.17 - 22.

97. Физико-химические свойства индивидуальных углеродов: Справочник / под ред. В.М. Татевского. // М.: Гостоптехздат.- 1960.- 412 с.

98. Фоминых О.В.: Исследование фазовых равновесий углеводородов и разработка метода их расчета для снижения потерь нефти при разработке месторождений // Диссертация на соискание кандидата. технических наук.- Тюмень: ТюмГНГУ.- 2011.- 107 с.

99. Фукс А.Б.: Состав и свойства пластовых углеводородных систем южной части Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции в зависимости от термобарических условий // Геология нефти и газа.-1998.- 3.- с.35-38.

100. Фукс А.Б.: Пластовые углеводородные системы и продуктивность месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. // Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук.- Иркутск.-2000.- 271 с.

101. Хант Дж.: Геохимия и геология нефти и газа., пер. под ред. Вассоевича Н.Б., Архипова А.Я.// М.: Мир.-1982.- 705с.

102. Шейх-Али Д.М.: Научно-методические основы исследования пластовых нефтей и прогнозирования изменений их свойств в процессе разработки нефтяных месторождений. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук.-Уфа.-1998.- 24 с.

103. Шилов В.И., Муравьев П. М., Носова В.С.: Метод расчета давления насыщения нефти газом по компонентному составу системы. // Тюмень: СибНИИНП.- Совершенствование методов добычи и подготовки нефти в Западной Сибири.- 1983.- с.94-102.

104. Штруппе Х.Г., Лейбниц Э.Б.: Руководство по газовой хроматографии. // М. Мир.- в 2-х ч.-1988.- 986 с.

105. Эйгенсон А.С.: О количественном исследовании формировании техногенных и природных углеводородных систем с помощью методов математического моделирования из 3-х статей // Химия и технология топлив и масел.- 1990.- № 9-12.- 1991.- №5.