Термогидродинамическое моделирование процессов разработки газогидратных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Сухоносенко, Анатолий Леонидович

• Сухоносенко, Анатолий Леонидович
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сухоносенко, Анатолий Леонидович

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

Актуальность проблемы

Цель работы

Основные задачи исследования

Научная новизна

Методы решения поставленных задач

Практическая значимость

Защищаемые положения

Апробация работы

1 Термодинамические и физико-химические свойства газовых гидратов

1.1 Механизмы образования и разложения гидратов

1.2 Физико-химические свойства

1.3 Теплофизические свойства

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1

2 Основные физико-геологические характеристики газогидратных залежей

2.1 Равновесные параметры образования и разложения газовых гидратов

в поровом пространстве

2.2 Фильтрационные свойства гидратонасыщенных пород

2.3 Теплофизические и прочностные свойства гидратонасыщенных пород

2.4 Температурный режим газогидратной залежи

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2

3 Месторождения природных газовых гидратов. Состояние изученности. Перспективы

3.1 Классификация газогидратных месторождений

3.2 Российские месторождения газовых гидратов

3.3 Зарубежные месторождения газовых гидратов

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3

2

4 Моделирование разработки газогидратного месторождения

4.1 Постановка задачи и основные уравнения

4.2 Итерационная схема

4.3 Реализация задачи и программа численного эксперимента

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4

5 Исходные данные и результаты численного эксперимента

5.1 Геометрические параметры модели

5.2 Термобарические параметры, физико-химические и фильтрационные

константы модели

5.3 Результаты первого этапа эксперимента

5.4 Результаты второго этапа эксперимента

5.5 Условия и результаты третьего этапа численного эксперимента

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 5

Заключение

Список использованных материалов

Список использованных интернет-ресурсов

ПРИЛОЖЕНИЕ А - РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦИФРОВКИ КОНТУРНЫХ КАРТ ..129 ПРИЛОЖЕНИЕ Б - ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

МОДЕЛИ ПРИ ПРИВЕДЕНИИ ЕЁ В РАВНОВЕСИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ В - ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - ПРОГНОЗНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ СЛУЧАЯ

КОНСЕРВАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - ПРОГНОЗНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ СЛУЧАЯ

ПОСТОЯННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ Е - ПРОГНОЗНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ СЛУЧАЯ ПОСТОЯНСТВА ЗАПАСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Термогидродинамическое моделирование процессов разработки газогидратных месторождений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В связи с истощением залежей традиционных углеводородов и ростом их потребления и стоимости добычи активизировался поиск альтернативных источников энергии, особенно в экономически развитых странах с низкими ресурсами энергоносителей. В частности, рост потребления природного газа и истощение ресурсов традиционных месторождений вблизи основных потребителей стимулирует изучение возможностей извлечения природного газа из альтернативных источников, широко распространённых в земной коре и характеризующихся значительными ресурсами углеводородов. К ним относятся свободный и сорбированный газ угольных пластов; газ, растворённый в подземной гидросфере; сланцевый газ и природные газовые гидраты. Отличительной особенностью нетрадиционных источников является то, что газ в них находится не в свободной, а в сорбированной, растворённой или гидрат-ной форме.

Газовые гидраты представляют собой твёрдые кристаллические соединения (клатраты), образованные молекулами воды и основными компонентами природного газа. Промышленно развитыми странами гидраты рассматриваются в качестве наиболее перспективного нетрадиционного источника природного газа, что связано со значительными ресурсами углеводородов в гидратной форме, поэтому во многих лабораториях, научных центрах и энергетических компаниях во всем мире проводятся исследования возможности освоения этих ресурсов.

История изучения газовых гидратов началась в XVIII веке с получения Пристли Дж., Пеллетье Б. и Карстен В. гидратов сернистого газа и хлора, составы которых были определены в начале XIX века Ривом А. и Фарадеем М. В Х1Х-ХХ веках открыты гидраты различных веществ, в том числе метана, этана, пропана и других компонентов природного газа; обнаружена возможность существования двойных гидратов - структур, в состав которых входят

молекул двух веществ-гидратообразователей; предложены методы прямого и полуэмпирического расчётного определения состава гидратов. В целом, до первой половины двадцатого века основным направлением исследований являлось выявление веществ, которые могут образовывать гидраты, и определение термобарических условий их образования.

Со временем, процессы добычи, переработки и транспортировки природного газа стали осуществляться под высоким давлением и с большими скоростями потоков. В этих условиях на некоторых участках трубопроводов и технологического оборудования проявился эффект Джоуля-Томсона, в результате которого температура газовых потоков резко снижалась, и, в случае присутствия в потоке водной фазы, образовывался газовый гидрат, который ухудшал эффективность работы технологического оборудования. Таким образом, исследования газовых гидратов получили практическое применение, связанное с разработкой принципов предотвращения или контроля их образования, что потребовало глубокого изучения свойств газовых гидратов, их строения, термодинамических областей устойчивости и кинетики их образования и разложения. Основными методами предотвращения гидратообразо-вания в трубопроводах, основанными на результатах исследования термодинамических и кинетических процессов, являются: закачка в трубопроводы ингибиторов гидратообразования (метанол или МЭГ); водо- или теплоизоляция газовых потоков; прямой и непрямой нагрев трубопроводов. В случае, если предотвратить гидратообразование в трубопроводе не удалось, то гидрат удаляется механическим или гидравлическим методами.

Следующий этап развития исследований газовых гидратов связан с открытием в 1971 году возможности существования газогидратных месторождений в природных условиях. Для образования скоплений природных газогидратов необходимо выполнение двух главных условий: существование зоны стабильности гидратов, содержащей в себе горизонты пористых коллекторов и подтоки в них углеводородных газов и пластовой воды.

Крупные скопления природных газовых гидратов обнаружены во многих частях света - вдоль восточного и западного побережий Северной и Южной Америки, на северном склоне Аляски, на севере Канады, в Австралии, Индии, Японии, Южной Корее, Китае, в Мексиканском заливе, Черном, Каспийском и Средиземном морях. При этом лишь небольшая часть ресурсов газа в гидратном состоянии подтверждена бурением и отбором гидратонасы-щенных кернов. Изучение последних позволило установить, в частности, отличие кинетики образования и разложения гидратов в пористой среде от свободного объёма, а также определить зависимость гидратонасыщенности от условий образования гидратов. Остальные ресурсы гидратного газа подтверждены с помощью геофизических исследований. В шельфовых зонах и прибрежных склонах на небольших глубинах гидраты встречаются практически на любых широтах. Экстраполяция полученных результатов на зоны возможного гидратообразования приводит к выводу, что мировые ресурсы метана в гидратном состоянии составляют от З-Ю15 до 8-10'8 кубических метров, при этом 98% ресурсов газовых гидратов сконцентрировано в акваториях Мирового океана и только 2% находится на суше. Для уточнения этих данных необходимо проведение дальнейших исследований вопросов образования природных газогидратов, геофизических методов их обнаружения и геологического изучения недр, в которых существуют условия для гидратоб-разования.

В континентальных условиях месторождения газовых гидратов находятся преимущественно на территории распространения многолетнемёрзлых пород в приполярных районах. В этих условиях возможности генерации углеводородов за счет осадочных пород в интервале криолитозоны ограничены, также отсутствуют условия для крупномасштабной латеральной миграции в осадочном разрезе зоны стабильности гидратов. Как показали детальные исследования по северу Аляски и Канады, газогидратные скопления сформированы в результате вертикальной миграции по зонам разрывных нарушений углеводородов, образовавшихся в нижележащих пластах. Сущест-

вование глубинных пластов, в которых происходит генерация углеводородов в арктических регионах находит подтверждение не только в открытии гигантских нефтегазовых и газоконденсатных месторождений на севере Западной Сибири и Аляски, но и в выходе углеводородов на дневную поверхность. Таким образом, процессы природного гидратообразования при низких температурах в зоне ММП имеют достаточно широкое распространение, что необходимо учитывать при освоении Арктических районов.

«Поля» придонных газовых гидратов были обнаружены глубоководными аппаратами «МИР» на дне озера Байкал - уникального пресного озера России. Существующий на дне Байкала газогидратный слой играет важную экологическую роль, экранируя водную толщу от проникновения метана. Если бы его не было, то водная толща озера была бы заражена метаном, что привело бы к возникновению геохимической среды, не совместимой с жизнью. В отличие от большинства других веществ гидраты крайне чувствительны к изменениям внешних параметров среды - для Байкала эти опасности особенно актуальны. Вследствие высокой тектонической активности дно озера опускается и гидратный слой входит в зону более высоких температур. Это обстоятельство приводит к разложению газовых гидратов с образованием свободного газа в подошве гидратного слоя, который может высвободиться при землетрясении, что приведёт к ускорению глобального потепления на планете. Добыча углеводородов из байкальских гидратов нанесёт непоправимый ущерб экологии уникального Российского озера, поэтому озеро Байкал признано научным сообществом природной лабораторией по изучению взаимосвязанных процессов генерации углеводородов, их миграции на поверхность и формирования и разрушения газовых гидратов.

Газогидраты являются источником газа, который составляет реальную конкуренцию традиционным месторождениям в силу значительных ресурсов, их широкого распространения, неглубокого залегания и концентрированного состояния газа, при этом часть из них расположена вблизи основных потребительских рынков. Удельная плотность ресурсов метана в залежах газогид-

ратов для отдельных регионов и крупных скоплений не уступает традиционным месторождениям нефти и газа. Однако, несмотря на огромные перспективные ресурсы природных газогидратов и большое число открытых газо-гидратных месторождений, их разработка является сложнейшей задачей, и вызывает необходимость проведения комплексных научных исследований, направленных, в том числе, и на оценку возможных рисков при освоении месторождений, расположенных на шельфах и в зонах распространения ММП. Судя по результатам проводимых исследований, опытно-промышленное освоение газогидратных залежей в скором времени станет рентабельным. Начало промышленной разработки газогидратных месторождений приведет к коренным изменениям на рынке природного газа и энергетическом рынке в целом (газ уже сейчас занимает более четверти в мировом энергопотреблении). Страны, которые сейчас рассматриваются, как перспективные крупные покупатели для традиционных поставщиков газа и на которые нацелены долгосрочные контракты, могут быстро превратиться в энергетически самодостаточные государства и выступить в качестве конкурентов существующим производителям. Наконец, уже имеются проекты создания газогидратных хранилищ газа и дальнего транспорта, что, несомненно, скажется на рынке транспорта газа в сжиженном состоянии.

Широкое распространение газогидратов помимо позитивной возможности прироста ресурсов углеводородов создаёт важнейшую транснациональную экологическую проблему, так как большая часть газогидратного вещества существует в природе в условиях, близких к границе его фазовой устойчивости, то есть незначительные изменения температуры и давления способны привести к превращению прочно сцементированных гидратосо-держащих пород в разжиженную массу и к освобождению огромных количеств газа, делающего этот процесс необратимым. Инициаторами таких процессов могут быть вулканическая деятельность, понижение уровня Мирового океана, повышение температуры у основания зоны стабильности за счет про-

должающихся процессов седиментации, деятельность человека, и, наконец, всемирное потепление.

Другим ярким примером негативного влияния газовых гидратов является их образование при ликвидации последствий взрыва нефтяной платформы Deepwater Horizon, произошедшего 20 апреля 2010 года в 80 километрах от побережья штата Луизиана в Мексиканском заливе. Попытки остановить утечку нефти из повреждённой скважины начались практически сразу, так 25 апреля 2010 года установка на скважине превентора закончилась неудачей; осуществлялись попытки с помощью трёх подводных лодок наложить заглушки на повреждённую взрывом трубу; параллельно проводились работы по установке купола. 7 мая 2010 года 100-тонный стальной купол, который должен был закрыть поврежденную при взрыве на буровой платформе трубу и предотвратить дальнейшее попадание нефти в воду, был спущен на глубину 1,5 км и с помощью подводных роботов были начаты работы по установке купола на скважине. Однако, образование газовых гидратов на стальной конструкции придало ей большую плавучесть, чем предполагалось, что вынудило специалистов отказаться от проведения такой операции.

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. С момента открытия природных газогидратов было проведено шесть международных конференций посвящённых их изучению в США, Франции, Канаде, Японии, Норвегии и Шотландии. Переход на альтернативный источник топлива, столь нужный всему человечеству, способен многое дать и нашей стране. Речь идёт как о лидерстве в области инноваций и освоении новых, ранее не изведанных, технологий, так и о практической значимости использования газовых гидратов для всех сфер жизнедеятельности.

В связи с возможным промышленным освоением газогидратных месторождений, расположенных, главным образом, в сложных геологических условиях, возникает вопрос о методах гидродинамического моделирования процессов, происходящих при разработке таких уникальных по свойствам объектов, которые не могут быть описаны в рамках традиционной теории разработки месторождений нефти и газа.

Новые подходы необходимы для разработки и реализации программ компьютерного моделирования пластовых систем, которые позволят быстро и недорого осуществить прогнозирования разработки месторождений углеводородов, мониторинг их эксплуатации и провести исследования возможности применения различных технологий. В основу новых моделей закладываются результаты фундаментальных исследований в области подземной гидромеханики, термодинамики, геологии, математики и экономики, проводимых специалистами различных стран. Численная модель на практике отличается от реального месторождения. Абсолютно точно описать свойства геологического объекта представляется проблематичным, всегда используются приближения, допущения и упрощения. Это происходит потому, что исходные данные не всегда соответствуют действительности, измерения любого рода имеют погрешность и предел разрешающей способности. Решение о том, какие из имеющихся замеров отражают реальные значения является одной из основных задач. Другими ограничениями численного моделирования являются мощности вычислительной техники и недостатки численных методов для решения дифференциальных уравнений, однако и те и другие прогрессивно совершенствуются.

Первые попытки численного моделирования процессов, происходящих в пластовых системах, были направлены на решение узкого круга задач и носили частный характер. Прогресс компьютерной техники в течение прошлых трёх десятилетий вместе с усовершенствованием математических и численных методов и практических подходов позволил перейти к решению больших систем уравнений, описывающих многофазный поток в трёхмерной, ге-

терогенной и анизотропной среде. Размер систем уравнений зависит главным образом от числа активных блоков сетки и численной формулировки. В последнее время интенсивно развивается мультидисциплинарный подход к прогнозированию разработки месторождений и созданию новейших нефтегазовых технологий. Он основан на использовании достижений трёх-, четырёхмерной геофизики и подземной гидравлики, результатов научно-технического прогресса в области геонавигации и сооружения скважин различной конфигурации, инноваций в технологии освоения месторождений континентального шельфа, а также современной геомеханике и физических методах воздействия на движение жидкости и газа в пористой среде.

Конечной целью математического моделирования является оптимизация процесса разработки. В основном для этого задаются простейшие правила управления скважинами и анализируется получившийся результат, однако в настоящее время специалистами в области моделирования прилагаются огромные усилия для автоматизации данного процесса - создания такого симу-лятора, который мог бы сам проигрывать ряд сценариев разработки и рекомендовать оптимальный.

Для моделирования традиционных месторождений углеводородов созданы различные программные продукты - симуляторы, и накоплен многолетний опыт их использования нефтегазовыми компаниями. Некоторые из них получили международное признание, в том числе и в России. Однако, полноценные программные пакеты, позволяющие моделировать эксплуатацию газогидратных месторождений ещё находятся в разработке. Таким образом, создание моделей, учитывающих процессы тепло-, массопереноса, кинетику разложения и образования газовых гидратов в поровом пространстве и сопутствующие изменения в геолого-физических, термобарических и прочих условиях залегания месторождений является актуальной задачей.

При реализации таких моделей необходимо также обеспечить возможность максимальной их адаптации к рассматриваемым месторождениям, так как по мере эксплуатации месторождения, накапливается информация, кото-

рая была недоступна на начальном этапе проектирования. Используя её, производится сравнение данных, полученных из истории разработки и расчётов математической модели, что позволяет усовершенствовать и доработать си-мулятор. Это делается для того, чтобы с большей степенью вероятности предсказать поведение пластов и пластовых флюидов в будущем, проанализировать эффективность различных сценариев доразработки рассматриваемого месторождения и скорректировать проект разработки.

Проблемы моделирования газогидратных пластовых систем требуют постоянного совершенствования методических основ математического моделирования для получения корректных расчётов, от которых зависит величина инвестиций, направленных на осуществление проекта разработки.

Цель работы

Разработка и реализация методики термогидродинамического моделирования процессов, происходящих при эксплуатации месторождений природных газовых гидратов и исследование методов их освоения.

Основные задачи исследования

- Создание термогидродинамической модели расчёта динамики основных технологических показателей разработки газогидратных месторождений при различных вариантах их эксплуатации.

- Анализ влияния поровых гидратов на фильтрационно-ёмкостные свойства пород и использование полученных результатов при создании моделей разработки месторождений.

- Изучение с помощью предложенной модели процессов тепло-, массо-переноса при разработке газогидратных месторождений, выявление термобарических особенностей фильтрации флюидов в насыщенных пористых средах.

- Исследование эффективных методов, темпов и режимов разработки газогидратных залежей на примере первого в России эксплуатируемого Мес-сояхского месторождения.

- Разработка рекомендаций по повышению степени извлечения газа из газогидратных месторождений в различные периоды эксплуатации.

Научная новизна

При выполнении исследований получены следующие научные результаты:

- Установлена неизотермичность фильтрационных процессов происходящих при разработке газогидратных месторождений и влияние на них изменяющегося температурного поля залежи.

- Предложена термогидродинамическая модель разработки газогидратных месторождений, учитывающая процессы теплообмена с окружающими залежь породами, фильтрации газа и воды и эндотермической диссоциации поровых гидратов, позволяющая прогнозировать разработку месторождений в условиях недостаточной информации о фактической динамике изменения основных технологических показателей.

- Выявлены технологические режимы эксплуатации гидратонасыщен-ных залежей с поддержанием в них пластового давления или запасов свободного газа и рассмотрено их отличие от режимов газонасыщенных пластов.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решены с использованием методов проектирования и моделирования разработки месторождений природных газов, теории одномерной двухфазной неизотермической нестационарной фильтрации в пористой среде путем создания геолого-математической модели газогидрат-ного месторождения. Использовались результаты физико-химических исследований процессов образования и разложения гидрата в пористой среде, производился учет влияния насыщенности пор газовым гидратом на капиллярные силы и изменения свойств газа от давления и температуры. Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием современных методов математической физики, разработкой вычислительных алгоритмов

13

на базе общетеоретических концепций одномерной двухкомпонентной неизотермической фильтрации, проведением расчетов, согласующихся с фактическими данными, полученными при разработке газогидратного месторождения.

Практическая значимость

- Созданная модель позволяет оптимизировать эксплуатацию газогид-ратных месторождений в целях повышения степени извлечения газа из недр.

- Предлагаемые режимы истощения рекомендуется использовать при проектировании разработки газогидратных залежей.

- Используемые подходы к моделированию предлагаются к введению в учебный процесс при подготовке магистрантов и аспирантов нефтегазового профиля.

Защищаемые положения

К защищаемым положениям относятся:

- Необходимость учёта влияния теплообмена залежи с окружающими породами, вызванного неизотермичностью процесса депрессионного разложения поровых гидратов, на режимы её разработки.

- Метод термогидродинамического моделирования, позволяющий рассчитывать динамику основных показателей разработки газогидратных месторождений при заданных темпах отбора.

- Обоснование новых режимов эксплуатации газогидратных месторождений, позволяющих использовать процессы теплопереноса для диссоциации поровых гидратов и извлечения их них природного газа.

- Исследование и обоснование вариантов разработки залежей природных газовых гидратов на примере Мессояхского месторождения.

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

- IX Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2012;

- IX Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2011;

- II Международная научно-практическая конференция-выставка «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения», ВНИИГАЗ, г. Москва, 2010;

- VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2010;

- VIII Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2009;

- Международная конференция «Перспективы освоения ресурсов газо-гидратных месторождений», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2009;

- Международная конференция по исследованиям в газовой промышленности IGRC2008, г. Париж, Франция, 2008 г.

- Научные семинары кафедры разработки и эксплуатации газовых и га-зоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в 2008 -2011 гг.

1 ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ

Газовые гидраты представляют собой нестехиометрические соединения включения образующиеся в результате внедрения молекул в межкристаллическое пространство решётки, образованной молекулами воды, без образования химических связей. Гидраты описываются общей формулой МпН20, где М - молекула газа гидратообразователя, п - гидратное число, характеризующее состав и зависящее от термобарических условий. Способность воды образовывать гидраты объясняется наличием в ней водородных связей. Кристаллические решётки гидратов имеют сложное, трёхмерное строение, где молекулы воды образуют каркас, в полостях которого находятся заключённые молекулы гости.

1.1 Механизмы образования и разложения гидратов

Процесс образования газовых гидратов - это процесс одновременной фиксации свободно перемещающихся молекул газа-гидратообразователя и воды. На рисунке 1 схематически показано образование упорядоченной газо-гидратной структуры из свободных молекул газа и воды, полученное инновационным методом моделирования молекулярной динамики, позволяющим проводить исследования структуры и свойств молекул вычислительными методами с последующей визуализацией результатов и обеспечивать их трёхмерное представление при заданных в расчёте условиях.

Г/

Свободный газ и вода

Переходное состояние

Гидрат

Рисунок 1 Статическое представление комплексного многоэтапного процесса

образования газового гидрата [101]

Образование гидратной структуры сопровождается колебанием внутренней энергии системы, при этом между состояниями, в которых газ и вода находятся в свободной и в связанной формах наблюдается энергетический барьер, соответствующий переходному состоянию; однако в целом процесс образования газовых гидратов является экзотермическим.

Газовые гидраты образуются при низкой температуре и высоком давлении (рисунок 2) при условии достаточного количества гидратообразующе-го вещества и воды. При образовании гидратной структуры удельный объем газа резко снижается, происходит его сжатие от внешнего давления гидрато-образования до давления газа в гидратном состоянии.

ю

г

s

С ■

= а

0,1

Гидрат, свободный газ и лёд

Свободный газ и лсд

Гидрат, свободный газ и вода

Свободный газ и вода

260

265

270

275

290

295

300

305

280 285

Температура, К

— Граница раздела фаз вода-лёд — Граница раздела фаз гидрат-свободный газ и вода

Рисунок 2 Фазовая диаграмма газовых гидратов

Много работ, как в России, так и за рубежом, посвящено созданию методик определения равновесных условий образования и разложения простых и сложных газовых гидратов, учитывающих тип гидрата и их нестехиомет-ричность. Для построения модели процесс гидратообразования с точки зрения термодинамики может быть представлен протекающим в два этапа. На

первом этапе из чистой воды формируется незаполненная гидратная решётка; второй этап заключается в её заполнении.

Первая статистическая модель расчёта условий гидратообразования разработана Ван-дер-Ваальсом и Плэттью [98]. Процесс концентрации неводных молекул рассматривается в данной модели по аналогии с адсорбцией газа на твёрдом теле. Данный принцип послужил хорошей основой для расчётов условий гидратообразования, однако он не обеспечивал достаточной точности, требуемой для инженерных расчётов. Далее Пэрришом и Праусни-цем предложена методика обладающая повышенной точностью [88], базирующаяся на применении летучести вместо парциального давления и позволяющая определять равновесные параметры гидратообразования для многокомпонентных смесей.

Следующим важным достижением стала модель Нг и Робинсона [87]. Разработанная ими модель могла использоваться для расчёта условий гидратообразования в равновесных системах с жидкими углеводородами, для чего в модель введён параметр изменения энтальпии. В данной модели значения летучести определялись с помощью уравнения состояния Пенга-Робинсона [90], так как оно применимо как к газам, так и к неводным жидкостям. Следует отметить, что более поздние версии метода Пэрриша и Праусница также были приспособлены для выполнения расчётов систем в состав которых входят жидкие гидратообразующие вещества.

Наконец, Кимом и Бишным, после обобщения результатов лабораторных исследований, предложена кинетическая модель диссоциации гидратов [70], позволившая количественно описать процесс разложения гидратов в свободном объеме.

С появлением мощных персональных компьютеров на основе упомянутых выше моделей созданы несколько специальных компьютерных программ для расчёта условий гидратообразования. Среди них можно выделить канадскую EQUI-PHASE Hydrate, британскую INFOCHEM и американскую CSMHYD. При этом большинство из широкоиспользуемых на данный mois

мент программных продуктов для моделирования технологических процессов также позволяют осуществлять прогнозирование условий гидратообразо-вания. Среди них можно выделить канадскую Hysys и американские Prosim и Aspen. В этих программах также предусмотрена функция предупреждения возможности гидратообразования в конкретных технологических потоках.

При проведении исследования кинетики и стабильности гидратов в используемых молекулярных моделях зачастую отсутствует информация о границах ЗСГ, при этом все лабораторные эксперименты обычно проводятся так, что бы термобарические параметры лежали в ЗСГ. Однако, для правильного понимания механизмов и движущих сил процессов образования и разложения гидратов необходимо также точное определение границ ЗСГ. Для определения последних, используется моделирование трехфазного равновесия воды, гидрата и газа, реализуемое либо методами термодинамического интегрирования стационарных равновесных состояний, либо проведением численных экспериментов уравновешивающих химические потенциалы каждой фазы [94].

Степень заполненности газовых гидратов и распределение в них молекул-гостей являются важными характеристиками. Так, для того чтобы хранить максимальное количество газа в гидратном состоянии крайне важно знать какие ячейки его молекулы занимают и сколько молекул приходится на ячейку. Вышеуказанные характеристики практически невозможно померить экспериментально, поэтому для их определения используются численные эксперименты; однако, при удачном согласовании полученных равновесных параметров гидратообразования с экспериментальными данными, оценить достоверность полученного распределения молекул-гостей в силу вышеуказанных причин не представляется возможным. Результаты определения равновесных условий образования и разложения гидратов различных компонентов природного газа представлены на рисунке 3.

Одним из наиболее интересных научных результатов, полученных в последнее время при изучении свойств газовых гидратов, стало обнаружение

эффекта самоконсервации газовых гидратов - аномально низкой скорости их диссоциации при температурах ниже 273,15К [26, 55].

100

0,1 О^-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1

273 278 283 288 293 298 303 308

Температура, К

Метан ^О-Этан -О—Пропан -СНСероводород —^Углекислый газ

Рисунок 3 Фазовые диаграммы гидратов некоторых компонентов природного газа

Считается, что самоконсервация гидратов обеспечивается за счет образования непроницаемого ледяного покрытия на поверхности гидратных частиц в начальный момент их диссоциации. Образование льда при диссоциации гидратов установлено экспериментально, однако сам механизм формирования ледяного покрытия изучен недостаточно. Один из предложенных, теоретически обоснованных и экспериментально доказанных механизмов эффекта самоконсервации предполагает, что диссоциация гидратов при отрицательных температурах протекает через образование промежуточной переохлажденной воды [28].

1.2 Физико-химические свойства

Физико-химические свойства гидратов изучались в многочисленных работах [8, 12, 17, 22, 82]. Одна из причин, по которой долгое время не удавалось установить кристаллическую структуру гидратов, заключается в их

нестехиометричности, то есть не все ячейки могут быть заполнены гостевы-

20

ми молекулами; с другой стороны, для стабилизации всей структуры некоторое минимальное количество ячеек должно быть заполнено молекулами-гостями, при этом распределение молекул-гостей по ячейкам зависит от термобарических параметров и состава газа-гидратообразователя.

Гидраты классифицируют по типам в зависимости от расположения молекул воды в кристаллической решетке и, соответственно, строения решетки. Наиболее распространены два типа гидратов -1 и II [22, 63, 65, 66, 71, 89, 93]; существует так же третий тип гидратов, который называется тип Н (структура Н), однако он встречается намного реже и его свойства недостаточно изучены. Основные свойства гидратов I и II типов представлены в таблице 1.

Таблица 1 Сравнительные характеристики гидратов I и II типа [22]

Тип I Тип II

Количество молекул воды в одной ячейке Решётки 46 136

Теоретическая формула ячейки*

при заполнении всех полостей X • 5—Н,0 4 2 X • 5—Н,0 3 2

при заполнении только больших полостей 4 2 X • 17Н20

Молярная доля гидратообразующего вещества

при заполнении всех полостей 0,1481 0,1500

при заполнении только больших полостей 0,1154 0,0556

о Диаметр полости, А

Малой 7,9 7,8

Большой 8,6 9,5

Объём одной ячейки каркаса, м3 1,728x10"27 5,178x10"27

*Х - молекулы гидратообразующего вещества

Гидраты образуют гидрофобные газы и некоторые легколетучие органические жидкости, размеры молекул которых находятся в пределах

о

3,8-9,2А. Их взаимодействие с водой достаточно слабое и не может препятствовать клатратообразованию [15]. Зависимость между размером молекулы и типом гидрата была впервые обнаружена фон Штакельбергом [99].

Полученная им графическая схема с небольшими изменениями представлена на рисунке 4.

3 4 5 6 7

в

Размер молекул, А

Рисунок 4 Сравнительная диаграмма размеров молекул-гостей, типов гидратов и занимаемых полостей решетки для различных гидратообразователей

В левой части диаграммы помещены молекулы малых размеров, а по мере движения вправо по графику размеры молекул увеличиваются. Таким образом, к наиболее распространенным веществам, образующим гидраты I типа, относятся метан, этан, двуокись углерода, сероводород, к гидратам II типа - пропан, ¡-бутан, азот.

Газогидраты обладают рядом уникальных свойств. Например, 1 м3 гидрата метана содержит 164,6 м3 газа при нормальных условиях. При этом объем, занимаемый газом в гидрате, не превышает 20% объёма гидрата.

Молярные массы гидратов основных компонентов природного газа (ОКПГ) (метана, этана, пропана, изобутана, диоксид углерода и сероводоро-

г

да) лежат в пределах 17,74-21,59-. Причиной тому, что молярные мас-

моль

сы практически одинаковы, является то, что гидраты в основном состоят из

г

воды с молярной массой 18,015-.

моль

Плотность газогидратов является одним из основных физических параметров, который необходим при расчетах энергетических показателей образования и разложения гидратов; она может быть определена аналитически в зависимости от параметров кристаллической решетки гидратов, степени за-

полнения полостей в кристаллической решетке [7, 8, 22, 24, 31]. Плотность

гидратов ОКПГ лежит в пределах 0,8 -1,24—г-.

см

Механические свойства гидратов в целом близки к свойствам льда. При отсутствии дополнительной информации можно с уверенностью принимать механические свойства гидрата равными соответствующим значениям для льда.

1.3 Теплофизические свойства

Теплофизические свойства гидратов необходимы при моделировании как природных, так и техногенных процессов их образования или разложения, а также описания фазовых равновесий. Наиболее полно теплофизические свойства освещены в работе [12].

Важной характеристикой является энтальпия плавления ДН (теплота гидратообразования), используемая для определения количество теплоты, необходимое для разложения гидрата. При образовании гидрата величина АН положительна, при разложении - отрицательна; энтальпия плавления зависит от температуры и давления [12, 22].

Теплоемкость газовых гидратов может быть определена по аддитивной схеме [18], включающей в себя теплоемкости незаполненной решетки клат-рата и включенных молекул. Основной вклад в теплоемкость гидрата вносит водный каркас, именно поэтому больших различий между данными разных авторов не наблюдается. В узком температурном интервале, допускающем возможность существования гидратов, можно с достаточной уверенностью принимать эти значения постоянными.

Значение энтальпии плавления и теплоёмкости некоторых гидратов природного газа приведены в таблице 2.

Компонент Тип гидрата дн, ^ МОЛЬ с Дж моль•°С

Метан I 54,2 40

Этан I 71,8 43

Пропан II 129,2 43

Изобутан II 133,2 45

Лёд - 6,01 37,1

Теплопроводность гидратов исследовалась в ограниченных масштабах, однако было установлено, что гидраты обладают значительно меньшей теп-

лопроводностью, чем лёд, теплопроводность которого составляет 2,2-.

м-К

Теплопроводность гидратов метана и пропана, определённых в 1979 г. Стол-

лом и Брайаном, составила 0,4-. Эта величина оказалась очень близкой к

м • К

теплопроводности воды, но примерно в 5 раз ниже теплопроводности льда при Т = 273К. Необычными оказались не только аномально низкие значения коэффициента теплопроводности, но и его температурная зависимость: для большинства кристаллических тел (и, в частности, для льда) при температурах выше температуры Дебая коэффициент теплопроводности убывает с ростом температуры, тогда как у клатратного гидрата возрастает. Таким образом, при низких температурах (Т«100К) различие в коэффициентах теплопроводности льда и гидрата достигает 20 раз, что может являться результатом скопления газа в межгранулярных полостях (порах) создающихся в процессе образования гидрата [100].

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сухоносенко, Анатолий Леонидович

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 5

В последней главе представлены исходные данные и результаты численного эксперимента предложенного в главе 4. Геометрические и ёмкостные параметры модели определяются с помощью ГШ Surfer 10, в который импортированы результаты оцифровки контурных карт рассматриваемого Мессояхского газогидратного месторождения, состоящего из двух объектов, разделенных непроницаемым репером.

В результате проведённых вычислений в рамках первых двух этапов численного эксперимента получены исходные термобарические параметры и значения насыщенностей порового пространства, соответствующие своим фактическим значения на начало разработки Мессояхского газогидратного месторождения, при этом полученная динамика пластового давления на 77% совпадает с фактической.

В рамках третьего этапа численного эксперимента предложены стратегии доразработки Мессояхского месторождения, при этом выбор конкретного сценария зависит от поставленных целей разработки в период падающей добычи.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сухоносенко, Анатолий Леонидович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ МАТЕРИАЛОВ

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 416 с.

2. Анализ разработки Мессояхского месторождения // Научно-технический отчет ООО НТЦ «Нефтегазтехносервис». - Тюмень, 2006.

3. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата: Учеб. пособие для техникумов. - М.: Недра, 1985, 246 с.

4. Безносиков А.Ф., Маслов В.Н. Влияние воды, льда, гидратов в коллекторе на его проницаемость // Тр. ВНИИЭГазпрома. - 1975. - №8, с.84-89.

5. Богатыренко P.C., Закиров С.Н. Балансовые соотношения для газогид-ратной залежи // Газовая промышленность. - 1979. - №7, с. 62.

6. Богатыренко P.C., Особенности разработки и эксплуатации газогидрат-ных месторождений (на примере Мессояхского месторождения): Диссертация канд. техн. наук. - М., 1979. - 24 с.

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

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

9. Веригин H.H., Хабибулин И.Л., Халиков Г.А. Линейная задача о разложении гидратов газа в пористой среде // Изв. АН СССР: Механика жидкости и газа. - 1980. - № 1.

10. Веригин H.H., Хабибулин И.Л., Халиков Г.А. Осесимметричная задача тепло- и массопереноса в насыщенной пористой среде // Инженерно-физический журнал. - 1980. - том 38, №5.

11. Гинсбург Г.Д., Новожилов A.A. О гидратах в недрах Мессояхского месторождения // Газовая промышленность. - 1997. - №2, с. 19-21.

12. Гройсман А.Г. Теплофизические свойства газовых гидратов. - Новосибирск: Наука, 1985. - 94 с.

13. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е. Газогидраты морей и океанов - источник углеводородов будущего. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. -416 с.

14. Дубровский Д.А. Создание методик анализа и прогнозирования показателей разработки газогидратных залежей // Дисс. на соиск. ученой степени к.т.н. - М., 1989. - 189 с.

15. Дядин Ю.А., Гущин A.J1. Газовые гидраты // Соросовскии образовательный журнал. - 1998. - №3, с. 55-64.

16. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов JI.C. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа - М.: Наука, 1996. - с. 31.

17. Инербаев Т.М., Субботин О.С., Белослудов В.Р. и др. Динамические, термодинамические и механические свойства газовых гидратов структуры 1 и II /'/' Российский химический журнал. - 2003. - том 47, №3, с. 19-27.

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

19. Коротаев Ю.П., Схаляхо A.C. Влияние наличия в пористой среде неподвижной водогидратной фазы на фильтрацию газа // ВНИИЭГазпром, инф. сбор. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1974. - №11, с. 19-23.

20. Крайчик М.С., Челышев С.С., Кудрявцева Е.И. и др. Состояние, методические предпосылки и качественная оценка возможной гидратоност-ности недр СССР // Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения. - Л.: ВНИГРИ, 1990. - с. 223-227, 261с.

21. Кузнецов Ф.А., Истомин В.А., Родионова Т.В. Газовые гидраты: исторический экскурс, современное состояние, перспективы исследований // Российский химический журнал. - 2003. - том 47, №3, с. 5-18.

22. Кэрролл Д. Гидраты природного газа. - М.: ЗАО «Премиум Инжиниринг», 2007. - 289 с.

23. Лупачик М.В., Чувилин Е.М., Аврамов A.B., Истомин В.А. Экспериментальное изучение гидратообразования в мерзлых породах // материалы международной конференции «Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений», Москва, 17-18 ноября 2009 / Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина -М.: Нефть и газ, 2009. - с. 147-148.

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

25. Макогон Ю.Ф. Природные газогидраты - результаты и перспективы: материалы международной конференции «Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений», Москва, 17-18 ноября 2009 / Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина - М.: Нефть и газ, 2009. - с. 34-35.

26. Макогон Ю.Ф. Эффект самоконсервации газогидратов // Доклады Академии наук - 2003. - том 390, № 1, с. 1-5.

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

28. 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.

29. Ненахов В.А. Особенности фильтрации воды через гидратонасыщенные пористые среды. - ЭИ, ВНИИЭГазпром, сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений, 1982. -№10, с. 9-10.

30. Ненахов В.А., Панфилов М.Б. Математическая модель процесса истощения газ-газогидратной залежи // Труды МИНХ и ГП. - М., 1983. -вып. 174., с. 38-48.

31. Нифантов A.B. Создание методики математического моделирования разработки газогидратных месторождений термическими методами: Диссертация на соискание канд. техн. наук. - М., 2005. - 141 с.

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

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

34. Теслюк Е.В., Теслюк P.E. Термогидродинамические основы проектирования разработки нефтяных месторождений при неизотермических условиях фильтрации, обоснование и внедрение энерго- и ресурсосберегающих тепхнологий. - М.: Грааль, 2002.

35. Тохиди Б., Андерсон Р., Масоуди А., Арджманди Дж., Бургасе Р., Янг Дж. Газогидратные исследования в университете Хериот-Ватт (Эдинбург) // Российский химический журнал. - 2003. - том 47, № 3, с. 49-58.

36. Трофимук A.A., Макогон Ю.Ф. и др. Особенности обнаружения, разведки и разработки газогидратных залежей // Геология и геофизика. -№9, с. 3-10.

37. Трофимук A.A., Черский Н.В., Васильев В.Г., Макогон Ю.Ф., Требин Ф.А. 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.

38. Цыпкин Г.Г. Математическая модель диссоциации газовых гидратов, сосуществующих со льдом в природных пластах // МЖГ. - 1993. - №2.

39. Цыпкин Г.Г. О влиянии подвижности жидкой фазы на диссоциацию газовых гидратов в пластах // МЖГ. - 1991. - №4.

40. Цыпкин Г.Г. Разложение газовых гидратов в низкотемпературных пластах//МЖГ. - 1998.-№ 1.

41. Черский Н.В., Бондарев Э.А. О тепловом методе разработки газогидрат-ных залежей // Доклады Академии наук СССР. - 1972. - том 203, № 3, с. 550-552.

42. Чувилин Е.М., Буханов Б.А., Котов П.И., Сафонов С.С. Изменение тепловых и фильтрационных свойств газонасыщенных пород при гидрато-образовании и замораживании: материалы международной конференции «Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений», Москва, 17-18 ноября 2009 / Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина - М.: Нефть и газ, 2009. - с. 66-67.

43. Щебетов А.В. Создание методов прогнозирования эффективности технологий разработки газогидратных залежей: Диссертация канд. техн. наук. - М., 2007. - 99 с.

44. Якушев B.C. Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне: Диссертация д. г.-м. наук. - М., 2009.

45. 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 - 2003. - том 47, № 3, с. 80-90.

46. Ahn Т., Lee J., Huh D.-G., Kang J. M. Experimental study on two-phase flow in artificial hydrate-bearing sedimets // Proceedings of the international symposium on gas hydrate technology. - Seoul, 2005. - p. 133-136.

47. 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.

48. Brooks R.H., Corey A.T. Properties of porous media affecting fluid flow // J. Irrigation and drainage division ASCE - 1966. - IR2, p. 61-88.

49. Carman P.C. Flow of gases through porous media. - London: Butterworths, 1956.

50. Collet T.S. Energy resource potential of natural gas hydrates // AAPG Bull. -2002.-vol. 86, №11, p.1971-1992.

51. Collet T.S. Natural gas hydrates of the Prudhoe Bay and Kuparuk River area, North Slope, Alaska // American association of petroleum geologist bull -1993. - vol. 77, №5, p. 793-812.

52. Chuang J.I., Ahmadi G., Smith D.H. Constant rate natural gas production from a well in a hydrate reservoir // Energy Conversion and Management. -2003. - vol. 44, № 15, p. 2403-2423.

53. Corey A.T. The interrelation between gas and oil relative permeabilities // Producers Monthly. - 1954.

54. Dai J., Xu H., Snyder F., Dutta N. Detection and estimation of gas hydrates using rock physics and seismic inversions: example from the Northern Deepwater Gulf of Mexico // The leading edge. - 2003. - vol. 23, №1, p. 6066.

55. Davidson D.W., Garg S.K., Gough S.R. et al. // Geochimica et Cosmo-chimica Acta. - 1986.-v. 50, p. 619-623.

56. Debendra K. D., Srivastava V. Calculation of gas hydrate dissociation with finite-element model // Journal of Energy Engineering. - 1993. - vol. 133, № 3, p. 180-200.

57. 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.

58. Ersland G., Huseb0 J., Graue A., Kvamme B. Measurements of gas permeability and non-Darcy flow in gas-water-hydrate systems // Proceeding of the 6th international conference on gas hydrates. - Vancouver, 2008.

59. Goel, N., Wiggins M., Shah S. Analytical modeling of gas recovery from in-situ hydrates dissociation // Journal of Petroleum Science and Engineering. -2001.-vol. 29, №2, p. 115-127.

60. Genuchten van M. Th. A closed-form equation for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated soils // Soil Science Society of America Journal. - 1980. - vol. 44, №5, p. 892-898.

61. Grozic J.L.H., Ghiassian H. Undrained shear strength of methane hydrate-bearing sand; preliminary laboratory results // Proceedings of the 6th Canadian permafrost conference. - Calgary, 2010.

62. Godbole S.P., Kamath V.A. Natural gas hydrates in the Alaskan arctic // SPE formation evaluation. - 1988. - vol. 3, №1, p. 263-266.

63. 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.

64. Henninges J., Huenges E., Burkhardt H. In-situ thermal conductivity of gas-hydrate-bearing sediments of the JAPEX/JONC/GSC et al. Mallik 5L-38 Well // Proceedings of the 5th international conference on gas hydrates. -Trondheim, 2005. - vol. 3, p. 937-946.

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

66. Holder G.D., Bishnoi P.R. Gas hydrates; challenges for the future // Annals of the New York academy of sciences. - New York, 2000. - p. 1039.

67. Jeannin L., Bayi A., Renard G., Bonnefoy O., Herri J.M. Formation & dissociation of methane hydrates in sediments. Part II: numerical modeling //. Proceedings of the 4th international conference on gas hydrates. - Yokohama, 2002.

68. Kamath V.A., Godbole S.P. An analytic model for analyzing the effects of dissociation of hydrates on the thermal recovery of heavy oils // SPE RE. -1988.-vol. 3, № 2.

69. Khataniar, S., Kamath V.A. Modeling and economic analysis of gas production from hydrates by depressurization method // Canadian Journal of Chemical Engineering. - 2002. - vol. 80, №1, p. 135-143.

70. Kim H.C., Bishnoi P.R., Heidemann R.A., Rizvi S.S.H. Kinetics of methane hydrate decomposition // Chemical engineering science. - 1987. - vol. 42, №7, p. 1645-1653.

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

72. Kleinberg R.L., Flaum C., Griffin D.D., Brewer P.G., Malby G.E., Peltzer E.T., Yesinowski J.P. Deep Sea NMR: methane hydrate growth habit in porous media and its relationship to hydraulic permeability, deposit accumulation and submarine slope stability // Journal of Geophysical Research. -2003. - vol. 108, №B 10, p. 2508-2525.

73. Konno Y., Masuda Y., Sheu C.L. Relative permeability curves during hydrate dissociation in depressuarization // Proceeding of the 6th international conference on gas hydrates. - Vancouver, 2008.

74. Krason J. Messoyakha gas field (W. Siberia) A model for development of the methane hydrate deposits of mackenzie delta // Annals of the New York Academy Science. - 2000. - vol. 912, p. 173.

75. Kurihara, M., Funatsu, K., et al. Abstracts of Mallik international symposium "From Mallik to the Future". - Technology research center Japan National Oil Corporation, 2003. - p. 104.

76. Kurihara M., Funatsu K., Ouchi H., Masuda Y., Narita H., Ebinuma T. Development and application of numerical simulator for methane hydrate production: proceedings of the international conference «Gas hydrates resources development», Moscow, 17-18 of November 2009 / Gubkin Russian State University of oil and gas - Moscow: Neft' i gas, 2009. - p. 132-133.

77. Kurihara M., Ouchi H., Narita H., Masuda Y. Gas production from methane hydrate reservoirs // Proceeding of the 7th international conference on gas hydrates. - Edinburg, 2011.

78. Leverett M.C. Capillary behaviour in porous solids // Transactions of the AIME. - 1941.-vol. 142, p. 152-169.

79. Masuda Y., Fujinaga Y., Naganawa S., Fujita K., Sato T., Hayashi Y. Modeling and experimental studies on dissociation of methane gas hydrates in Be-rea sandstone cores // Proceedings of the 3rd international conference on gas hydrates. - Salt Lake City, 1999.

80. 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.

81. Masui A., Haneda H., Ogata Y. et al. 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. - Trond-heim, 2005.-Vol. 2

82. Makogon Yu.F. Hydrates of hydrocarbons. - Tulsa: Pennwell Publishing C., 1997.-484 p.

83. Minagawa H., Nishikawa Y., Ikeda I., Miyazaki K., Takahara N., Sakamoto Y., Komai T., Narita H. Measurement of water permeability and pore-size distribution of methane-hydrate-bearing sediments // Proceeding of the 6th international conference on gas hydrates. - Vancouver, 2008.

84. Moridis G.J., Collett T.S., Dallimore S.R., Satoh T., Hancock S., Weatherill B. Numerical studies of gas prediction from several CH4-hydrate zones at the mallik site, Mackenzie Delta, Canada. - 2002.

85. Moridis G.J. Collett T.S. Strategies for gas production from hydrate accumulations under various geological and reservoir conditions // Proceedings of the THOUGH Symposium. - Berkeley, 2003.

86. Moridis G.J., Kowalsky M.B., Pruess K. Depressurization-induced gas production from class-1 hydrate deposits // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - Dallas, 2005.

87. Ng H.J., Robinson D.B. The prediction of hydrate formation in condensed systems // AIChE J. - 1977. - vol. 23, p. 477-482.

88. Parrish W.R., Prausnitz J.M. Dissociation pressures of gas mixtures // Ind Eng Chem Process Des Devel. - 1972. - 11, p. 26-35.

89. Paull C.K., Dillon W.P. Natural gas hydrates; occurrence, distribution, and detection // Geophysical monograph 124, American geophysical union. -Washington, 2000.-315 p.

90. Peng D.-Y., Robinson D.B. A new two-constant equation of state // Ind Eng Chem Fundam. - 1972. - 15, p. 59-65.

91. Selim M.S., Sloan E.D. Hydrate dissociation in sediment // SPE RE. - 1990. - vol. 5, №2.

92. Shelander D., Dai J., Bunge G. Predicting saturation of gas hydrates using pre-stack seismic data, Gulf of Mexico // Marine geophysical Researches. -2010.

93. Smelik E.A., King H.E.Jr. Crystal-growth studies of natural gas clathrate hydrates using a pressurized optical cell // American mineralogist, mineralogi-cal society of America. - Washington, 1997. - vol. 82, №1-2, p. 88-98.

94. Sum A.K., Wu T. Advancing the science of clathrate hydrates with molecular simulations: past, presence and future // Proceeding of the 7th international conference on gas hydrates. - Edinburg, 2011.

95. Takahashi H., Yonezawa T., Takedomi Y. Exploration for natural hydrate in Nankai-Trough wells on off-shore Japan /'/' Proceedings of the offshore technology conference. - Houston, Texas, 200 l.-p. 110-115.

96. 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.

97. Ullerich J.W., Selim M.S., Sloan E.D. Theory and measurements of hydrate dissociation // AICheE J. - 1987. - vol. 33, №5, p. 747-752.

98. Van der Waals J.H., Platteeu J.C. Clathrate solutions // Adv. chem. phys. -1959.-2, p. 1-57.

99. Von Stackelberg M. Feste gashydrates // Naturwissenschaften. - 1949. - vol. 36, №11, p. 327-359.

100. Waite W.F., Pinkston J., Kirby S.H. Preliminary laboratory thermal conductivity measurements in pure methane hydrate and methane hydrate-sediment mixtures: a progress report // Proceedings of the 4th international conference on gas hydrates. - Yokohama, 2002. - p. 728-733.

101. Walsh M.R., Koh C.A., Sloan E.D., Sum A.K., Wu D.T. Microsecond simulation of spontaneous methane hydrate nucleation and growth // Science. -2009. - 326 (5956), p. 1095-1098.

102. Yakushev, V.S., Perlova, E.V. Classification of gas hydrate deposits as important step to natural gas production from hydrates // Proceedings of the 5th international conference on gas hydrates. - Trondheim, 2005.

103. Yousif M.H., Abass H.H., Selim M.S., Sloan E.D. Experimental and theoretical investigation of methane-gas-hydrate dissociation in porous media // SPE RE. - 1991.-vol. 6,№ 1.

104. Zhang H., Yang S., Wu N., Su X., Holland M., Schultheiss P., Rose K., Butler H., Humphrey G. Successful and surprising results for China's first gas hydrate drilling expedition // Fire in the ice. - 2007. - p. 6-9.

105. Zhang W., Smith D.H. Constructing thermodynamic equations for icehydrate equilibria in porous media // Proceedings of the 4th international conference on gas hydrates. - Yokohama, 2002. - p. 412-417.

106. 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. 321-326.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИНТЕРНЕТ-РЕСУРСОВ

107. Boswell R., Collet T.S., Frye М., McConnel D., Shedd W., Dufrene R., God-friaux P., Mrozewski S., Guerin G., Cook F. Gulf of Mexico gas hydrate joint industry project leg II: technical summary // http://www.netl.doe.gov - 2010.

108. Government of India, Directorate General of Hydrocarbons. Gas hydrate: R&D advances in India // http://www.dghindia.org - 2010.

109. US Geological survey «Assessment of gas hydrate resources on the North Slope, Alaska, 2008» // http://pubs.usgs.gov - 2008.

110. US Geological survey «Results of the Indian National Gas Hydrate Program (NGHP) Expedition 01» // http://energy.usgs.gov - 2010.

ПРИЛОЖЕНИЕ А - РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦИФРОВКИ КОНТУРНЫХ КАРТ

№ скв. Назн. X У Ч 2кр Ь Ьэф кгл т к

ВП нп ВП НП ВП НП ВП НП

1 Поиск. 6169 9590 5 -745,00 -789,40 44,40 0,40 26,80 9,80 0,40 0,22 25,00 43,00

2 Разв. 8313 7313 5 -737,80 -786,60 48,80 0,92 3,80 15,40 0,92 0,00 28,36 39,10

3 Разв. 9398 9831 5 -745,70 -790,30 44,60 0,62 17,00 11,40 0,62 0,03 25,00 43,00

4 Разв. 5566 13072 5 -804,70 -827,90 23,20 - - - - - 25,00 43,00

5 Разв. 3928 7663 5 -751,60 -792,00 40,40 0,78 8,80 10,00 0,78 0,00 19,60 37,50

6 Разв. 5880 4711 5 -750,70 -795,50 44,80 0,47 23,80 6,50 0,47 0,00 25,00 43,00

7 Разв. 10542 5325 5 -746,50 -780,90 34,40 0,50 17,20 21,10 0,50 0,00 24,93 56,73

8 Разв. 1771 2096 5 -781,20 -835,20 54,00 0,83 9,40 - 0,83 - 25,00 43,00

9 Разв. 14735 10000 5 -773,90 -818,70 44,80 0,72 12,40 - 0,72 - 24,30 118,00

10 Разв. 16386 5771 5 -819,40 -852,60 33,20 - - - - - 25,00 43,00

11 Разв. 11229 12386 5 -774,50 -810,50 36,00 0,60 14,40 - 0,60 - 25,00 43,00

106 Экспл. 10952 10301 5 -743,20 -786,80 43,60 0,41 25,60 10,20 0,41 0,33 25,00 43,00

109 Экспл. 7554 9386 5 -747,90 -801,90 54,00 0,73 14,40 0,10 0,73 0,00 26,10 43,00

110 Экспл. 9181 9422 5 -742,80 -786,40 43,60 0,75 11,00 14,20 0,75 0,09 25,00 43,00

111 Экспл. 10699 9386 5 -741,50 -793,90 52,40 0,73 14,20 6,60 0,73 0,19 25,00 43,00

113 Экспл. 5988 9325 5 -749,00 - - - 11,00 - - - 25,00 43,00

117 Экспл. 9843 8880 5 -734,60 -768,80 34,20 0,80 6,80 19,20 0,80 0,42 25,00 43,00

118 Экспл. 10952 8867 5 -748,60 -791,80 43,20 0,73 11,80 10,20 0,73 0,00 25,00 43,00

120 Экспл. 6494 8108 5 -745,70 -801,70 56,00 0,98 1,20 - 0,98 - 25,00 43,00

121 Экспл. 5518 7964 5 -744,80 -778,80 34,00 0,88 4,00 16,20 0,88 0,30 23,10 43,00

123 Экспл. 8687 8229 5 -730,20 -773,80 43,60 0,54 20,00 6,80 0,54 0,76 25,00 43,00

124 Экспл. 9614 8277 5 -737,50 -774,70 37,20 0,63 13,80 23,20 0,63 0,15 25,00 43,00

125 Экспл. 10904 8108 5 -733,50 - - - 11,40 - - - 25,00 43,00

126 Экспл. 5229 7084 5 -742,00 -775,00 33,00 0,77 7,60 23,40 0,77 0,13 25,00 43,00

127 Экспл. 6614 7349 5 -739,40 -789,00 49,60 0,85 7,40 12,00 0,85 0,08 25,00 43,00

128 Экспл. 7675 7361 5 -739,40 -786,60 47,20 0,53 22,30 12,20 0,53 0,21 25,00 43,00

129 Экспл. 9458 7843 5 -732,40 -770,40 38,00 0,63 14,00 26,90 0,63 0,15 25,00 43,00

130 Экспл. 10120 7361 5 -729,00 - - - - - - - 25,00 43,00

131 Экспл. 11325 7542 5 -732,30 -775,10 42,80 0,85 6,40 24,30 0,85 0,10 25,00 43,00

132 Экспл. 5952 6651 5 -743,00 -789,00 46,00 0,54 21,00 10,50 0,54 0,19 25,00 43,00

133 Экспл. 7253 6651 5 -738,40 -775,60 37,20 0,45 20,40 19,60 0,45 0,26 25,00 43,00

134 Экспл. 8265 6759 5 -737,00 -774,60 37,60 0,92 3,00 20,40 0,92 0,26 25,00 43,00

135 Экспл. 9253 6398 5 -735,90 -779,10 43,20 0,76 10,20 22,80 0,76 0,00 25,00 43,00

136 Экспл. 9964 6651 5 -728,60 -769,80 41,20 0,81 8,00 30,30 0,81 0,06 25,00 43,00

137 Экспл. 10687 6892 5 -728,00 -774,40 46,40 0,60 18,60 21,90 0,60 0,21 25,00 43,00

138 Экспл. 11024 6386 5 -737,70 -772,50 34,80 0,84 5,60 21,80 0,84 0,26 25,00 43,00

139 Экспл. 5867 5819 5 -741,30 -782,50 41,20 0,59 16,80 15,40 0,59 0,21 25,00 43,00

140 Экспл. 7265 6060 5 -743,70 -775,50 31,80 0,57 13,80 23,50 0,57 0,11 25,00 43,00

141 Экспл. 8145 5914 5 -737,20 -771,20 34,00 0,58 14,40 22,30 0,58 0,28 25,00 43,00

142 Экспл. 10096 6012 5 -738,80 -767,40 28,60 0,55 13,00 30,70 0,55 0,11 25,00 43,00

143 Экспл. 11036 5940 5 -746,40 -778,00 31,60 0,87 4,00 21,10 0,87 0,12 25,00 43,00

144 Экспл. 6398 5120 5 -746,50 -785,50 39,00 0,71 11,20 15,20 0,71 0,08 25,00 43,00

145 Экспл. 7663 5446 5 -738,80 -770,00 31,20 0,68 10,00 21,60 0,68 0,33 25,00 43,00

146 Экспл. 8952 5217 5 -741,30 -768,50 27,20 0,72 7,60 20,00 0,72 0,40 25,00 43,00

147 Экспл. 7313 4614 5 -739,00 -768,00 29,00 0,48 15,00 20,20 0,48 0,41 25,00 43,00

148 Экспл. 8157 4518 5 -743,40 -787,60 44,20 0,58 18,40 12,00 0,58 0,17 25,00 43,00

149 Экспл. 9807 4675 5 -750,60 -779,40 28,80 0,65 10,00 19,00 0,65 0,16 25,00 43,00

150 Экспл. 9277 6952 5 -730,60 -762,20 31,60 0,44 17,80 29,60 0,44 0,26 25,00 43,00

151 Экспл. 8759 5916 5 -734,50 -782,50 48,00 0,75 12,20 16,50 0,75 0,15 25,00 43,00

152 Экспл. 9916 5843 5 -739,60 -776,00 36,40 0,65 12,60 23,30 0,65 0,10 25,00 43,00

153 Экспл. 10650 4530 5 -757,20 -785,60 28,40 0,39 17,40 14,00 0,39 0,15 25,00 43,00

154 Экспл. 11133 5072 5 -754,70 -797,70 43,00 0,53 20,20 4,20 0,53 0,02 25,00 43,00

155 Экспл. 12482 7614 5 -745,00 -774,40 29,40 0,67 9,60 27,00 0,67 0,02 25,00 43,00

156 Экспл. 11675 8349 5 -751,40 -793,40 42,00 0,66 14,40 5,20 0,66 0,40 25,00 43,00

157 Экспл. 10253 8169 5 -726,80 -772,00 45,20 0,52 21,80 23,70 0,52 0,21 25,00 43,00

158 Экспл. 12060 9940 5 -748,80 -781,00 32,20 0,47 17,00 21,00 0,47 0,00 25,00 43,00

159 Экспл. 12940 8241 5 -741,70 -772,10 30,40 0,80 6,00 29,20 0,80 0,02 25,00 43,00

160 Экспл. 12855 7181 5 -751,20 -791,00 39,80 0,59 16,20 11,00 0,59 0,00 25,00 43,00

161 Экспл. 12386 6000 5 -743,80 -778,60 34,80 0,46 18,80 16,20 0,46 0,31 25,00 43,00

162 Экспл. 11759 6241 5 -741,40 -771,00 29,60 0,63 11,00 31,00 0,63 0,00 25,00 43,00

163 Экспл. 13807 6747 5 -755,80 -785,80 30,00 0,46 16,20 14,40 0,46 0,11 25,00 43,00

Среднее значение: 13,25 17,25 0,65 0,16 24,94 44,30

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ МОДЕЛИ ПРИ ПРИВЕДЕНИИ ЕЁ В РАВНОВЕСИЕ

0,90

0,85

0,80

0,75

Í 0,70 в s

V

¡0,65

v я S

i 0,60 (2

0,55 0,50 0,45 0,40

0 0,001 0,01 0,1 1 10 100

0,60

0,50

л

В

i 0,40 s

0

3

1 о я

0 0,30

1

0,20

0,10

0 0,001 0,01 0,1 I 10 100

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение газо- и водонасыщенности в блоках,

соответствующих интервалам глубин

132

10

£

с =

1

=

я

(Ч

6 -

0,001

0,01

0,1

—

с =

Б —

с 2

0,001

0.01

0,1 1 Время, г

10

100

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение запасов свободного и гидратного газа в блоках, соответствующих интервалам глубин

ПРИЛОЖЕНИЕ В - ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение температуры и гидратонасыщенности в блоках, соответствующих интервалам глубин

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

1969

1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение запасов свободного и гидратного газа в блоках, соответствующих интервалам глубин

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - ПРОГНОЗНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ СЛУЧАЯ КОНСЕРВАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

288

282

1969

1979

1989

1999

2009

2019

2029

2039

2049

0,45 0.40 0,35

Б 0,30 о

3 0,25 3

5

а,

0,20

I к

[ 0,15 0,10 0,05

0,00

_

\

\ ------- ——-

1969

1979

-730-740

1989

-740-750

1999

2009 2019

Время, г

2029

2039

2049

Интервалы глубин -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение температуры и гидратонасыщенности в блоках, соответствующих интервалам глубин

1969 1979 1989 1999 2009 2019 2029 2039 2049

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 - 740-750 -750-760 - 760-770 - 770-780 - 780-790 - 790-802

1969 1979 1989 1999 2009 2019 2029 2039 2049

1969 1979 1989 1999 2009 2019 2029 2039 2049

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 - 740-750 -750-760 -760-770 - 770-780 - 780-790 - 790-802

Изменение запасов свободного и гидратного газа в блоках, соответствующих интервалам глубин

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - ПРОГНОЗНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ СЛУЧАЯ ПОСТОЯННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение температуры и гидратонасыщенности

в блоках, соответствующих интервалам глубин

140

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

ПРИЛОЖЕНИЕ Е - ПРОГНОЗНОЕ ИЗМЕНЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АДАПТИРОВАННОЙ МОДЕЛИ ДЛЯ СЛУЧАЯ ПОСТОЯНСТВА ЗАПАСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение температуры и гидратонасыщенности в блоках, соответствующих интервалам глубин

143

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

1969 1979 1989 1999 2009 2019 2029 2039 2049

1979 1989 1999 2009 2019 2029 2039 2049

Время, г

Интервалы глубин

-730-740 -740-750 -750-760 -760-770 -770-780 -780-790 -790-802

Изменение запасов свободного и гидратного газа в блоках, соответствующих интервалам глубин