CC BY
20Машины, оборудование и обустройство промыслов
УДК 620.9:662.6
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
APPLICATION OF METHODS OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS UTILIZATION FOR THE EASTERN SIBERIA
Д. Г. Лапин, Д. А. Фомин, Б. Б. Квеско
D. G. Lapin, D. A. Fomin, B. B. Kvesko
Сибирский федеральный университет, г. Красноярск
Ключевые слова: попутный нефтяной газ; забойный парогазогенератор Key words: associated petroleum gas; downhole pregathering
Применение методов утилизации попутного нефтяного газа для месторождений Восточной Сибири. К факторам, препятствующим эффективной утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), следует отнести отсутствие существующей развитой инфраструктуры газопроводов; отсутствие по близости достаточных перерабатывающих мощностей. По этим причинам полезная и эффективная утилизация на многих месторождениях становится нерентабельной.
На сегодняшний день известны следующие способы утилизации:
• Компрессорный транспорт газа: сдача сухого газа на газоперерабатывающий завод. Газ, извлекаемый из скважин вместе с сырой нефтью, является ценным источником сырья для химической промышленности. При первичной переработке сухого
№ 2016
Нефть и газ
93
газа возможна подача газа потребителю, а широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) — в нефтяной коллектор. Развиваются технологии модульных заводов по получению метанола (широко распространенный ингибитор гидратообразования) из метана на промыслах.
• «Малая энергетика» на базе ПНГ — утилизация газа на газотурбинных электрических станциях (ГТЭС) с выработкой электричества на нужды промыслов; использование для подогрева нефти, для газоприводов насосов.
• Переработка газа на синтетическое топливо — технология «ОТЬ — gastoli-quids»: получение стабильного газового бензина.
• Закачка попутного нефтяного газа и его смесей в пласт для поддержания пластового давления и для повышения нефтеотдачи.
Осуществление данного процесса связано со многими трудностями, такими как высокие капитальные затраты на сооружение компрессорных станций. К тому же вытеснение нефти газом не эффективно по сравнению с вытеснением нефти водой.
Широко применяется поверхностный комплекс использования ПНГ для закачки теплоносителя в пласт.
Принципработы комплекса.
В циклонном реакторе установлены в два яруса горелочные устройства, при помощи которых создается температура 1 200 °С. Данный температурный режим обеспечивает полное сгорание углеводородов, препятствует образованию сажи и окислов азота.
Образовавшиеся в процессе термообработки дымовые газы поступают в рекуперативный блок, в котором происходит нагрев теплоносителя. Для регулирования температуры в контуре на выходе из рекуперативного блока установлен аппарат воздушного охлаждения. Нагретый теплоноситель поступает в трубное пространство, а пластовая вода — в межтрубное пространство теплообменника. Пластовая вода нагревается до 70-75 °С, затем закачивается в пласт под давлением 150-200 атм.
Комплекс повышает нефтеотдачу (КИН) за счет термического воздействия на пласт, позволяет экономически выгодно использовать ПНГ без вреда для окружающей среды.
Однако данный метод применим лишь в неглубоких скважинах до 1 000 м, так как при большей глубине происходят большие потери тепла. Поэтому предлагается новый метод использования ПНГ для закачки теплоносителя в пласт, применимый для скважин с глубинами более 1 000 м.
Основная идея данного метода заключается в применении забойного парогазогене-ратора (рисунок), который создает основу парогазового воздействия для увеличения нефтеотдачи.
Рисунок. Принципиальная конструкция забойного парогазогенератора
94 Нефть и газ :V» 2016
Парогаз — это совместное нагнетание теплоносителя и дымовых газов (N2 + СО2), позволяющее улучшить вязкостное соотношение за счет уменьшения вязкости нефти при растворении в ней азота и углекислого газа при снижении расхода теплоносителя.
Забойный парогазогенератор (ЗПГГ) содержит форкамеру, снабженную запальным узлом, камеру сгорания с рубашкой охлаждения, организованной между внутренней и наружной оболочками камеры. На наружной поверхности внутренней оболочки камеры выполнен ввод воды для охлаждения и для регулировки температуры. На нижней части внутренней поверхности стенки установлены сужающие устройства и выходное сопло.
Наземное оборудование включает в себя компрессорный и технологический блоки, расходные емкости по воде и топливу, скважинную арматуру, трубопроводы, связывающие все наземные блоки. Технологический блок включает в себя системы подачи топлива и воды в парогазогенератор, приборы контроля и автоматического управления процессом выработки парогазовой смеси, запорно-регулирующую арматуру и трубопроводы воды, топлива, воздуха. Скважинное оборудование включает в себя трубопроводы подачи к парогазогенератору воздуха, топлива, воды, кабеля подачи напряжения к запальному устройству форкамеры и термометрии, парогазогенератора, термостойкого пакера.
Забойный парогазогенератор работает следующим образом. Возле обрабатываемой скважины монтируется наземное оборудование. Парогазогенератор спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах и устанавливают в зоне перфорации пласта при помощи термостойкого пакера. В камеру сгорания ЗПГГ по НКТ подают воздух, а по трубопроводам — топливо и воду. Воспламенение рабочих расходов топлива и воздуха, подаваемых в камеру сгорания через форсуночную головку, происходит при помощи форкамеры, где предварительно воспламеняются пусковые расходы топлива и воздуха.
Воду по трубопроводу с поверхности земли (из межтрубного пространства) подают в рубашку охлаждения, организованную между внутренней и наружной оболочками камеры сгорания. При этом происходит нагрев воды и частичное испарение. При попадании воды на сужающее устройство с сектором сброса происходит ввод воды в высокотемпературный поток продуктов сгорания, что способствует более полному испарению воды и повышению паросодержания в парогазовой смеси. Полученная таким образом парогазовая смесь поступает через сопло в продуктивный пласт, прогревая его и способствуя более полному извлечению нефти из пласта. Наличие выходного сопла обеспечивает надежный запуск и устойчивый режим работы ЗПГГ в условиях повышенного противодавления.
Эффективность воздействия на пласт дымовыми газами и двуокисью углерода.
Закачка вместе с паром растворяемого в углеводородах газа СО2) позволяет увеличить отбор нефти и повысить эксплуатационную характеристику в результате расширения нефти, уменьшения ее вязкости и проявления режима растворенного газа. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота (Н2С03) растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии СО2 снижается набухаемость глиняных частиц пласта. СО2 растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся. СО2 в воде способствует отмыву пленочной нефти и уменьшает возможность разрыва водной пленки. При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем увеличивается в 1,51,7 раза. При Рпласт выше давления полного смешивания пластовой нефти с С02 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются 3 зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона и зона чистого СО2. Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.
Технологические результаты. Забойный парогазогенератор сжигает ПНГ на забое скважины в камере сгорания, а продукты сгорания — азот и диоксид углерода — подаются в нефтяной продуктивный пласт. Конструкцией устройства предусмотрена во-
2016
Нефть и газ
дяная рубашка для регулировки температуры подачи дымовых газов в пласт. Доказано, что оптимальная температура теплоносителя составляет 70-80 °С.
При расчете теоретического количества воздуха и продуктов сгорания использована методика [1], согласно которой попутный нефтяной газ представляет собой смесь газов. Состав газов выражается в объемных процентах <робъемн; % (таблица).
Состав попутного нефтяного газа, принятый при расчетах
Компоненты газовой смеси Обозначение компонента Нефтяной газ в % объема
Метан СН4 76
Этан с,нй 11
Пропан 13
Алгоритм расчета в данном случае следующий: для каждого горючего компонента вычисляется теоретическое количество воздуха с учетом его концентрации в смеси, полученные концентрации суммируются. Формула для расчета теоретического объема воздуха для сгорания газовой смеси имеет
теор _ /?1*|?1+ /?1*<Р1+/?1*<?1+ --<р (02) ^ у в 21 гг'
где /?1,/?2|/?з — стехиометрические коэффициенты при воздухе в уравнении реакции горения для каждого горючего компонента газовой смеси ; <р1: <р2, <р3 — концентрации каждого горючего компонента смеси (в объемных %); (02) — процентное содержание кислорода в горючем газе (в объемных %); Ц.Т — объем газовой смеси, м3.
Если горение протекает с избытком воздуха, то практический объем воздуха рассчитывают по формуле [2]
^пРак _ 7те°Р*а
где а — коэффициент избытка воздуха.
Для других значений температуры и давления (в пластовых условиях) объем продуктов горения и воздуха рассчитан с учетом объема, который занимает один кмоль газа при этих условиях
22,4 *Р0*Т
V = ■
Т0*Р
где Т0 = 101,3 кПа; Т0 = 273,15 К; Т и Р — заданные температура и давление.
При расчете продуктов горения газовой смеси необходимо знать, какой объем продуктов горения выделяется при сгорании 1м3 каждого горючего газа смеси. Зная процентное содержание (в объемных процентах) каждого горючего газа, можно вычислить суммарный объем образовавшихся продуктов горения. Если горение протекает с избытком воздуха, то в состав продуктов горения необходимо включить и избыточный воздух.
Уравнения материального баланса процессов горения, протекающих в камере сгорания, следующие:
СЯ4 +2*(02+3,76*Л/2) = С02 +2*Я20 +2*3,76*Л/2 С2Н6+ 3,5*(02+3,76*ЛГ2) = 2 *С02 + 3*Н20 + 3,5*3,76*Л/2 С3Н8+ 5*(02+3,76*Л/2) = 3 *С02 +4*Я20 + 5*3,76*Л/2.
Для газообразных веществ отношение числа моль равно отношению объемов. Следовательно, стехиометрические коэффициенты для каждого вещества в реакции горения — это и есть объем в м3 каждого компонента продуктов горения, выделившийся
, 3
при сгорании 1 м горючего газа.
Суммарный объем углекислого газа, образовавшегося при сгорании 1 м3 газовой смеси, определяется с учетом процентного состава каждого горючего компонента газовой смеси, также включается объем углекислого газа, входящий в состав исходной газовой смеси
96
Нефть и газ
2016
щСОл = 1 * + 2 * + з * ^зНеГ! ?(С02)<*
¿J 1 (in то то
100 100 100 100
Аналогично рассчитываем объем паров воды, образовавшийся в результате сгора-
1 3
ния 1 м смеси газов
У(Н20) = 2 * + 3 * ^(С2Нб)°6 + 4 * "(СзНз)°6
z J 100 100 100
Объем азота в продуктах горения составит для 1 м3 попутного газа
V(W2) = 2 * 3,76 * ^2!! + 3,5 *3,76 * ^2!! + 5 * з 76 * 4 iJ 100 100 100
Теоретический объем продуктов горения газовой смеси составит
Vur = Vco+V„2o + VNr
Теоретические расчеты показали, что для данного состава газа расход воды составляет 0,1 м на 1 м сжигаемого ПНГ. Установлено, что для полного сгорания 1м3 ПНГ данного состава необходимо 8,2 м3 воздушной смеси в качестве окислителя. Объем продуктов сгорания равен 9,2 м3, из них: N2 — 6,3 м3, СО2— 1,1 м3, Н2О (водяной пар) — 1,8 м3.
Забойный парогазогенератор может применяться как в вертикальных, так и горизонтальных скважинах, в том числе при осуществлении парогравитационного дренажа (SAGD).
В настоящее время считается, что СО2 является самой эффективной добавкой к пару, так как он уменьшает межфазное натяжение на границе пластового флюида и уменьшает вязкость нефти, улучшая ее подвижность.
Список литературы
1. Портола В. А., Луговцова Н. Ю., Торосян Е. С. Расчет процессов горения и взрыва: учебное пособие. -Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 108 с.
2. Андросов А. С., Бегишев И. Р., Салеев Е. П. Теория горения и взрыва: учебное пособие. -М.: Академия ГПС МЧС России, 2007. - 240 с.
3. Степанова Г. С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. -М.: Газоил пресс, 2006. -200 с.
4. Гриценко А. И., Истомин В. А., Кульков А. Н., Сулейманов Р. С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. -М.: Недра, 1999. -473 с.
5. Алиев А. Г., Исхаков Р. Н. Особенности промысловой подготовки газа и конденсата на Карачаганакском НГКМ и пути их решения. -М.: ВНИИЭгазпром, 1988.
6. Чуракаев А. М. Газоперерабатывающие заводы и установки. - М.: Недра, 1994. - 333 с.
7. Гухман Л. М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту. - Л.: Недра, 1980.
8. Бекиров Т. М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. - М.: Недра, 1980.
9. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П. Переработка нефтяных и природных газов. - М.: Химия, 1981. -472 с.
10. Innes D. (2003), Flaring Performance in Alberta: Statistics, Target Levels, Before and After Guide 60, Regulatory Capacity Building Workshop, sponsored by the Global Gas Flaring Reduction Partnership of the World Bank and IFC, (Calgary, Alberta, October 21-24, 2003) http://www.worldbank.org/ogmc/ggfrcapacitybuilding.htm [visited on January 20, 2004].
Сведения об авторах Information about the authors
Лапин Дмитрий Геннадьевич, аспирант, Lapin D. G., postgraduate student, Siberian
Сибирский федеральный университет, г. Красно- Federal University, Krasnoyarsk, phone:
ярск, тел. 89135162743, e-mail: 89135162743, e-mail: DGLapin@yandex.ru DGLapin@yandex. ru
Фомин Данила Андреевич, аспирант, Сибир- Fomin D. A., postgraduate student, Siberian
ский федеральный университет, г. Красноярск, Federal University, Krasnoyarsk, phone:
тел. 89607658334, e-mail: fomindanila92@mail.ru 89607658334, e-mail: fomindanila92@mail.ru
Квеско Бронислав Брониславович, к. ф.-м. н. Kvesko B. B., Candidate of Physics and Mathe-
профессор кафедры разработки и эксплуатации matics, Professor, Department of development and
нефтяных и газовых месторождений, Сибирский exploitation of oil and gas fields, Siberian Federal
федеральный университет, г. Красноярск, тел. University, Krasnoyarsk, phone: 89138067779,
89138067779, e-mail: kveskobb@gmail.com e-mail: kveskobb@gmail.com
№5, 2016
Нефть и газ
97
