CC BY
52
(4,2 млрд м3 (88,4%) приходится на добычу газа из газовой шапки, попутный газа составляет 11,6% или 557,8 млн м3). Минимальный отбор газа зафиксирован в 2002 г. — 819,6 млн. м3, в т.ч. на газ из газовой шапки
— 749,5 млн м3, попутный газ — 70,1 млн м3.
Суммарный годовой отбор газа в под-газовой зоне за 2010 г. увеличился на 206 млн м3 или на 4,6% — с 4304 млн м3 за 2009 г. до 4510 млн м3 за 2010 г. Данный факт связан с увеличением действующего добывающего фонда за данный период на 161 скважину (на 11,5%).
По состоянию на 01.01.2011 г. всего газа на Самотлорском месторождении отобрано 282,1 млрд м3 газа, в т.ч.: 84,15 млрд м3 — добыча природного газа, 197,95 млрд м3
— добыча растворенного (попутного нефтяного газа). На рис. Рис. 7 приведена динамика отборов газа на Самотлорском месторождении.
Итоги
В результате выполнения мониторинга энергетической характеристики на основе гидродинамического и геолого-промыслового анализа следует отметить, что применение барьерного заводнения в сочетании с различными системами площадного заводнения обеспечило:
• предотвращение прорывов больших объемов газа газовой шапки путем отрезания рядами нагнетательных скважин газонефтяной и чистонефтяной зоны от газовой шапки;
• уменьшение объемов нефти, внедрившейся в газовую шапку, тем самым сократив
безвозвратные потери нефти;
• предотвращение расширения газовой шапки и загазование добывающих нефтяных скважин, что улучшило условия их эксплуатации;
• возможность отбора газа из газовой шапки с меньшим снижением давления в ней.
Реализация барьерного заводнения также способствовала продвижению больших объемов воды в газовую шапку. Значительные объемы закачки воды в барьерные скважины способствовали порыву воды в добывающие скважины газонефтяной зоны, примыкающих к барьерным рядам с внешней стороны, резкому их обводнению с увеличением дебита по жидкости и снижением по нефти. Закачка больших объемов воды в барьерные скважины пласта АВ2-3 обусловила значительные перетоки флюидов между объектами, в первую очередь переток жидкости из объекта АВ2-3 в газовую часть объекта АВ13 через обширные окна слияния.
Выводы
В настоящее время эффективность разработки газонефтяных зон объектов месторождения можно признать удовлетворительной. Эксплуатационные объекты, отличающиеся геологическими условиями, характеризуются различной эффективностью сложившихся систем разработки и эффективностью барьерного заводнения.
По отдельным пластам эффективность барьерного заводнения различна, что в значительной степени обусловлено техногенными факторами, имевшими место при его реализации.
Реализация барьерного заводнения также способствовала продвижению больших объемов воды в газовую шапку. Сопровождение разработки объектов АВ Са-мотлорского месторождения с применением геолого-гидродинамических моделей обеспечивает непрерывный контроль за эффективностью выработки запасов как нефтяной так и газовой частей с возможностью оперативной оценки сценариев разработки.
Список литературы
1. Желтов Ю.В. и др. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений М.: Недра, 1979. 254 с.
2. Ханов Б.Б., Пеливанов Ю.П., Ланец З.Б., Самойлов А.С., Дубив И.Б. Исследование конусообразования воды и газа
при разработке нефтяной оторочки Тазовского месторождения с применением техногенного экранирования. Проблемы развития газовой промышленности Сибири: сборник тезисов докладов XIX науч.-практич. конф. молодых учёных и специалистов ТюменНИИгипрогаза. Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2016. С.135-138.
3. Куренков И.А. Аналитический обзор зарубежного опыта по газовому и водогазовому воздействию на пласт с целью повышения нефтеотдачи пластов: Аналитический отчет. Москва, 2007. 234 с.
4. Медведев Н.Я., Фурсов А.Я. Геотехнологии в разработке газонефтяных залежей. М.: Недра, 1995. 158 с.
5. Аржиловский А.В., Бикбулатова Т.Г., Костюченко С.В. Опыт моделирования Самотлорского месторождения: проблемы и перспективы // Нефтяное хозяйство. 2010. № 11. С. 46-50.
6. Черемисин Н.А., Рзаев И.А., Боровков Е.В., Толстолыткин Д.В. и др. Совершенствование полномасштабной гидродинамической модели пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2012. № 10. С. 49-53.
7. Толстолыткин Д.В. Рзаев И.А., Ланина О.В. Обоснование формирования площадной системы заводнения подгазовой
зоны пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения с использованием геолого-гидродинамической модели // Нефтяное хозяйство. 2013. №6. С. 91-93.
8. Ланина О.В. Чусовитин А.А., Радыгин С.А., Яровенко И.В. Реализация барьерного заводнения на Самотлорском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2013. № 2. С. 60-62.
Рис. 6 — Динамика добычи газа из ГШ Самотлорского месторождения
Рис. 7 — Динамика добычи газа Самотлорского месторождения
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Monitoring the development of gas-oil layers of area AB Samotlor field on the basis of hydrodynamic models
UDC 622.276
Authors:
Alexander A. Chusovitin — deputy general director of geology and development of Western Siberia and Orenburg1; aachusov15@vandex.ru Alexander S. Timchuk — Ph.D., deputy director on scientific research2; astimchuk@zsniigg.ru Oleg V.Fominykh — Ph.D., associate professor3; oleg-fom87@mail.ru Alexander S. Samoylov — Ph.D., associate professor3; assamoilov@mail.ru
1LLC TOSC, Tyumen, Russian Federation
2Federal State Unitary Enterprise ZAPSIBNIIGG, Tyumen, Russian Federation 3Tyumen State Industrial University, Tyumen, Russian Federation
Abstract
The effectiveness of the barrier flooding depends on the geological features of deposit structure, the properties of the saturating fluid, and in comparison with areal flooding recovery factor can provide gains of up to 10% and significantly reduce the production of gas breakthrough [1, 2, 3]. Detailed settings for the digital filter model of geological and production data after the implementation of the system enables reliable monitoring of the quantitative assessment of these parameters can be. The results of monitoring the development of stocks of group formations AV1-5 Samotlor field with the barrier waterflooding.
Materials and methods
For completing of the work geological field data on development of object of AV of Samotlor field have been used. Using digital filtrational model of the researched objects the assessment (comparison) of technological efficiency of the realized system of development to barrier flooding in comparison with classical intra planimetric without a barrier row has been made.
Results
As a result of performance of monitoring of the power characteristic on the basis
of the hydrodynamic and geological field analysis it should be noted that application of barrier flooding in combination with various systems of vulgar flooding has provided:
• prevention of breaks of large volumes of gas of a gas cap by cutting by ranks of delivery wells of a gas-oil and clean oil zone from a gas cap;
• reduction of volumes of the oil which has taken root into a gas cap thereby having reduced irrevocable losses of oil;
• prevention of expansion of a gas cap and gasification of the extracting oil wells that has improved conditions of their operation;
• possibility of gas offtake from a gas cap with smaller pressure decrease in her.
Considerable amounts of pumping water in barrier wells promoted a water rush in production wells of a gas-oil zone, adjoining barrier ranks from outer side, to their sharp flood with increase in an output on liquid and decrease on oil.
The downloading large volumes of water in barrier wells of AV2-3 layer has caused considerable overflows of fluids between objects, first of all a liquid overflow from object of AV2-3 in gas part of object of AB13 through extensive windows of merge.
Conclusions
It should be noted that now it is possible to recognize efficiency of development of gas-oil zones of objects of the field satisfactory. The operational objects differing in geological conditions are characterized by various efficiency of the developed systems of development and efficiency of barrier flooding.
On separate layers efficiency of barrier flooding is various that is substantially caused by the technogenic factors taking place in case of its implementation.
Implementation of barrier flooding also promoted promotion of large volumes of water in the gas heading.
Maintenance of development of objects of AV of Samotlor field using geological and hydrodynamic models provides continuous control of efficiency of development of inventories as oil and gas parts with a possibility of an operational assessment of scenarios of development.
Keywords
gas-oil deposit,
maintenance of reservoir pressure, water content, oil output, barrier flooding, overflows of fluids
References
1. Zheltov Yu.V. i dr. Razrabotka iekspluatatsiya neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy [Development and production on oil and condensate fields] Moscow: Nedra, 1979, 254 p.
2. Khanov B.B., Pelivanov Yu.P., Lanets Z.B., Samoylov A.S., Dubiv I.B. Issledovanie konusoobrazovaniya vody i gaza pri razrabotke neftyanoy otorochki Tazovskogo mestorozhdeniya s primeneniem tekhnogennogo ekranirovaniya [Research of coning water and gas in development the Tazovskii oilfield with tecnogenic shielding]. Issues of development Siberian gas industry: XIX scientific and practical conference of "TumenNIIgiprogaz" young scientists and specialists, abstracts. 2016, Tyumen, pp. 135-138.
3. Kurenkov I.A. Analiticheskiy obzor zarubezhnogo opyta po gazovomu i
vodogazovomu vozdeystviyu na plasts tsel'yu povysheniya nefteotdachi plastov: Analiticheskiy otchet [Analytical review of foreign experience on gas and water gas injections to improve the oil reservoir recovery: Analytical report]. Moscow, 2007, 234 p.
4. Medvedev N.Ya., Fursov A.Ya. Geotekhnologii v razrabotke gazoneftyanykh zalezhey [Geotechologies in gas and oil fields production]. Moscow: Nedra, 1995, 158 p.
5. Arzhilovskiy A.V., Bikbulatova T.G., Kostyuchenko S.V. Opyt modelirovaniya Samotlorskogo mestorozhdeniya: problemy i perspektivy [Samotlorskoye field modeling case history: issues and prospects]. Oil industry. 2010, issue 11, pp. 46-50.
6. Cheremisin N.A., Rzaev I.A., Borovkov E.V., Tolstolytkin D.V. i dr. Sovershenstvovanie polnomasshtabnoy gidrodinamicheskoy modeli plastov AV-5 Samotlorskogo
mestorozhdeniya [Improving the full-scale hydrodynamic model formation AV15 Samotlorskoye field]. Oil industry. - 2012, issue 10, pp. 49-53.
7. Tolstolytkin D.V. Rzaev I.A., Lanina O.V. Obosnovanie formirovaniya ploshchadnoy sistemyzavodneniya podgazovoy
zony plastovAVt Samotlorskogo mestorozhdeniya s ispol'zovaniem geologo-gidrodinamicheskoy modeli [Explanation of under-gas-cap zone dispersed water flood system formation of horizons AV1-5 Samotlorskoye oil field using reservoir simulation model]. Oil industry, 2013, issue 6, pp. 91-93.
8. Lanina O.V. Chusovitin A.A.,
Radygin S.A., Yarovenko I.V. Realizatsiya bar'ernogo zavodneniya na Samotlorskom mestorozhdenii [Barrier waterflooding in Samotlorskoye field]. Oil industry, 2013, issue 2, pp. 60-62.
ГАЗОВАЯ ПРОмЫШЛЕННОСТЬ
УДК 622.691
Оптимизация процесса регенерации метанола на месторождениях Крайнего Севера
Р.А. махмутов
к.т.н., инженер по ремонту r.mahmutov@mail.ru
Д.О. Ефимович
слесарь
еАтоукЬ| 1991@mail.ru
ООО «Газпром добыча Ямбург», Новый Уренгой, Россия
Проведено исследование вопросов в области технологии регенерации метанола на месторождениях Крайнего Севера. Рассмотрена реконструкция колонны регенерации метанола с целью повышения технологических показателей процесса ректификации. Отражены технологические решения по реконструкции установок регенерации метанола, разработанные с учетом результатов обследования и моделирования процесса ректификации.
материалы и методы
Смоделированы процессы ректификации в модернизированной колонне регенерации.
Ключевые слова
метанол, регенерация метанола, ректификационная колонна, реконструкция, моделирование, газовые месторождения
Рис. 1 — Принципиальная схема установки регенерации метанола
В настоящее время метанол является одним из наиболее широко распространенных химических продуктов. Большая часть производимого метанола идет на дальнейшую химическую переработку: на производство формальдегида, формалина, диметилово-го эфира, уксусной кислоты. Кроме того, метанол применяют как добавку к автомобильному топливу, что позволяет увеличить октановое число без изменения конструкции двигателей внутреннего сгорания [1].
В нефтяной и газовой промышленности метанол практически незаменим в качестве ингибитора гидратообразования. Это обусловлено как его физико-химическими свойствами, так и низкой стоимостью. В системах добычи, подготовки, переработки и транспортировки природного газа образование кристаллогидратных пробок вызывает серьезные проблемы, связанные с нарушением технологических процессов работы газопромыслового оборудования и трубопроводов [2]. Характерными местами образования гидратов являются призабойная зона скважин, шлейфы и внутрипромысло-вые коллекторы. Образовываясь на стенках трубопроводов и коллекторов, гидраты резко уменьшают их пропускную способность, в ряде случаев парализуют работу полностью, и как следствие могут вызвать аварийную ситуацию на опасном производственном объекте. Для борьбы с данным не благоприятным явлением — образование кристал-логидратных пробок на объектах добычи и подготовки газа и газового конденсата вводят в скважины и трубопроводы ингибитор гидратообразования — метиловый спирт [3].
В сложившихся экономических условиях, когда на нефтегазовую отрасль все больше влияет экономический кризис и различного рода санкции, а производство и доставка метанола на полуостров Ямал дорожают, появляется острая необходимость в поисках путей экономии средств и создания условий рационального использования метанола на предприятиях газовой промышленности.
Регенерация метанола является актуальной и значимой темой, так как возможность многократного использования ингибитора гидратообразования на объектах добычи углеводородов позволяет минимизировать экологические риски, связанные с транспортировкой активного продукта, устранить проблемы, связанные с хранением метанола и снизить операционную себестоимость.
На данный момент наиболее целесообразным и перспективным способом регенерации метанола является метод извлечения метанола из водометанольного раствора (ВМР) с помощью процесса ректификации.
Процесс регенерации метанола в условиях Крайнего Севера сводится к применению насадочных ректификационных колонн, как правило используются колонны со встроенным рекуперативным теплообменником. Данный способ извлечения метанола из ВМР с помощью насадочной колонны уже давно
стал «классическим», так как он применяется на многих месторождениях и имеет под собой огромную практическую базу. Регенерация метанола, является достаточно успешно применяемым процессом, но с развитием разработки месторождений и освоения трудноизвлекаемых углеводородов с увеличением фонда скважин на месторождениях, увеличивается и количество ВМР, направляемого на регенерацию метанола.
Водометанольный раствор содержит соли пластовой воды — карбонаты, гипсы, силикаты, соединения железа, образующие при нагревании труднорастворимые отложения [4]. Колонна регенерации метанола с применяемыми сетчатыми контактными насадками ввиду неэффективного массо-обмена насадочной части не обеспечивают требуемую концентрацию низкокипящего компонента в кубовом остатке. Отложения солей жесткости уменьшают поверхность контакта между паром и жидкостью [5]. Кроме того, зачастую колонны работают на сниженных нагрузках ввиду практически полного отсутствия теплообмена во встроенном теплообменнике вследствие того, что его трубное пространство забивается отложениями.
С целью устранения данных недостатков, была проделана работа, направленная на поиск, анализ и обоснование основных технических решений для дальнейшей модернизации колонны регенерации метанола, которая обеспечит устойчивую работу аппарата в условиях значительных колебаний, поступающих на регенерацию потоков ВМР, как по количеству, так и по компонентному составу.
Как показала эксплуатация, применение в колонне регулярной насадки малоэффективно, поскольку она требует относительно узких интервалов изменения нагрузки, работа массообменных элементов зависит от коэффициента смачиваемости и при выпадении солей жесткости трудно очищается от карбонатных, силикатных и других отложений.
С целью повышения технико-технологических показателей процесса регенерации метанола на месторождениях Крайнего Севера, на основании патентно-информационного поиска предложена замена 2/3 насадочных массообменных устройств на более эффективные тарельчатые, а именно тарелки с желобчатыми колпачками с переливом. Увеличение поверхности соприкосновения паров с жидкостью повысит эффективность работы колонны регенерации метанола. Кроме того, предлагается конструктивный вынос встроенного теплообменника, и последующего монтажа в освобожденное пространство колонны дополнительного количества желобчатых тарелок с организацией кубовой части колонны.
Проведенные технико-технологические расчеты показали, что использование в качестве контактных массообменных устройств желобчатых тарелок позволит стабильно поддерживать заданную для последующего использования массовую концентрацию
метанола в дистилляте на уровне 95-96%, в кубовом остатке — менее 0,4%, и соответственно, увеличить межремонтный период работы колонны, ее производительность по регенерированному метанолу и максимально снизить концентрацию метанола в сточных водах, закачиваемых в пласт.
В целом, предложена рециркуляционная схема организации работы установки регенерации метанола в соответствии с рис. 1. Исходная смесь (1) подогревается в рекуперативном теплообменике ТР1 и поступает после смешения с рециркуляционным потоком (6) в колонну К1. Пары верха колонны проходят полную конденсацию в воздушных конденсаторах ВХ1. Поток дистиллята (2) разделяется на продуктовый поток метанола (7) и реци-кловой поток (6). Куб колонны обогревается печью П1. В зависимости от количества и состава питания в колонне изменяют рабочее давление и регулируют количество рецикло-вого потока (6). Анализ существующего те-плообменного оборудования, использующегося в установке регенерации метанола на месторождениях Крайнего Севера, показывает, что расчетные нагрузки на куб, конденсаторы, печи, рекуперативные теплообменники могут быть обеспечены существующими аппаратами. Предложенная принципиальная технологическая схема позволит увеличить производительность и эффективность работы установки регенерации метанола на объектах Крайнего Севера, что подтверждаются
Abstract
In this work studies of issues in the field of methanol regeneration technology in the fields of the Far North were presented. The reconstruction of column methanol recovery for improving the technological parameters of rectification process was considered. Technological solutions for the reconstruction of facilities methanol recovery tailored to the results of the survey and modeling of process of rectification were revealed.
Materials and methods
Simulated distillation processes in the modernized regeneration column.
технико-технологическими и экономическими расчетами, проведенными с помощью моделирования процессов ректификации в модернизированной колонне регенерации.
Таким образом, замена насадочных мас-сообменных устройств на желобчатые тарелки и демонтаж встроенного теплообменника, с размещением последнего на внешней площадке, в установках регенерации метанола, эксплуатируемых на газовых месторождениях Крайнего Севера, позволит оптимизировать работу ректификационной колонны и установки в целом.
Итоги
Приведено обоснование возможности оценки гидравлических характеристик колонны регенерации метанола на основе расчета ректификации бинарной смеси. Произведен технико-технологический расчет габаритов колонны регенерации метанола при максимальной нагрузке по сырью.
Выводы
1. Приведены результаты обследования тех-нологиииоборудованиярегенерациимета-нола на месторождениях Крайнего Севера.
2. Выявлен оптимальный режим работы колонны регенерации метанола.
3. Обосновано влияние конструктивно-технологических характеристик эффективности колонны регенерации и рекуперативного теплообменника на показатели
Results
In article presented the substantiation of the possibility of assessing the hydraulic characteristics of the methanol recovery column based on the calculation of rectification of a binary mixture. Technical and technological calculation of the methanol recovery column made dimensions at the maximum load of raw material.
Conclusions
1. The results of the survey technology and methanol recovery equipment listed on the fields of the Far North were presented.
2. The optimal methanol recovery column mode
работы установки регенерации.
4. Приведены технологические решения по модернизации колонны регенерации метанола и установки в целом.
Список литературы
1. Хасанов Р.Г., Жирнов Б.С., Махмутов Р.А. Оптимизация технологии малотоннажного процесса синтеза метанола. Саарбрюккен: LAP LAMBERT Academic Publishing, 2014. 116 c.
2. Хасанов Р.Г., Жирнов Б.С., Муртазин Ф.Р., Махмутов Р.А. Использование нормального закона распределения для описания равновесного состава продуктов синтеза метанола // Газовая промышленность. 2012. №6. С. 41-43.
3. Булкатов А.Н. Современные технологии производства метанола и проблемы экологической безопасности // Нефтепереработка и нефтехимия. 2008. №6. С. 28-32.
4. Юнусов Р.Р., Шевкунов С.Н., Дедовец С.А. и др. Экологические аспекты малотоннажного производства метанола в газодобыващих районах Крайнего Севера // Газовая промышленность. 2007. №12. С. 52-54.
5. Юнусов Р.Р., Шевкунов С.Н., Дедовец С.А. и др. Малотоннажные установки по производству метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера // Газохимия. 2008. С. 58-61.
UDC 622.691
was determined.
3. Justified by the impact of structural and technological characteristics of efficiency of regeneration of the column and the regenerative heat exchanger unit operation performance recovery.
4. Technological modernization solutions for column regeneration of methanol and the whole unit were taken.
Keywords
methanol, methanol regeneration, column of rectification, reconstruction, modeling, gas fields
ENGLISH GAS INDUSTRY
Optimization of methanol regeneration process on the fields of the Far North
Authors:
Rustam A. Makhmutov — Ph.D., engineer; r.mahmutov@mail.ru Dmitriy O. Efimovich — mechanic; efimovich 1991@mail.ru
"Gazprom dobycha Yamburg" OJSK, Novy Urengoy, Russian Federation
References
1. Khasanov R.G., Zhirnov B.S., Makhmutov R.A. Optimizatsiya tekhnologii malotonnazhnogo protsessa sinteza metanola [Optimization technology of low-tonnage methanol synthesis process]. Saarbruecken: LAP LAMBERT Academic Publishing, 2014, 116 p.
2. Khasanov R.G., Zhirnov B.S., Murtazin F.R., Makhmutov R.A. Ispol'zovanie normal'nogo zakona raspredeleniya dlya opisaniya ravnovesnogo sostava produktov sinteza metanol [Use the normal distribution to
describe the equilibrium composition of the methanol synthesis products]. Gas industry, 2012, issue 6, pp. 41-43.
3. Bulkatov A.N. Sovremennye tekhnologii proizvodstva metanola i problemy ekologicheskoy bezopasnosti [Modern technologies of methanol production and problems of ecological safety]. Neftepererabotka i neftechimiya, 2008, issue 6, pp. 28-32.
4. Yunusov R.R., Shevkunov S.N., Dedovets S.A. i dr. Ekologicheskie aspekty malotonnazhnogo proizvodstva metanola
v gazodobyvashchikh rayonakh Kraynego Severa [Ecological aspects of small-tonnage production of methanol in the gas producing regions of the Far North]. Gas industry, 2007, issue 12, pp. 52-54.
5. Yunusov R.R., Shevkunov S.N., Dedovets S.A. i dr. Malotonnazhnye ustanovki po proizvodstvu metanola v gazodobyvayushchikh rayonakh Kraynego Severa [Small-scale installations for the production of methanol in the gas producing regions of the Far North]. Gazokhimiya, 2008, pp. 58-61.
