CC BY
55
обладающего высокой эффективностью и получаемого с применением доступных сырьевых компонентов.
Выводы
Исследован ряд поглотительных композиций для нейтрализации сероводорода в нефти и пластовой воде. Показано, что наибольшей эффективностью обладает Дельта НС-4, включающая водный раствор метилди-этаноламина, карбамидоформальдегидный концентрат КФК-85 и 1М-метилпир -ролидон. Подписаны договора с тремя предприятиями ОАО «Роснефть» на проведение опытно-промышленных испытаний разработанного ПСВ.
Список используемой литературы
1. Технический регламент №118 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному
Abstract
The most important document was approved by governmental decree of Russian Federation from the 27th of Februrary 2008 — regulation "About requirements to car and plane gazoline, fuel oil and marine fuel for jet engines, and residual oil" [1]. It toughen the requirements for different combustible types and for containing there any components, influence negatively on environment pollution [2].
Materials and methods
Rules and regulations.
и судовому топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту».
2. Трифонов К.И., Афанасьев С.В., Катышев С.Ф. Естественные и техногенные источники загрязнений атмосферы. Учебник. Самара: СНЦ РАН, 2014. 148 с.
3. ГОСТ 51858-2002. Нефть. Общие технические условия.
4. Патент № 2269567 Способ очистки нефти и газоконденсата от сероводорода и меркаптанов поглотительными растворами. Приоритет от 01.07.04,
кл. С10в 29/20.
5. Патент № 2370508 Нейтрализатор сероводорода и способ его использования. Приоритет от 13.06.08, кл С081_ 61/24; СЮв 29/22.
6. ТУ 2223-009-00206492-2007 Карбамидоформальдегидный концентрат марки КФК-85.
Effectiveness of developed AHS was defined by chromatographic procedure according to GOST 50802-95 at "Kristall-5000.2".
Results
Checking the obtained results testified that it was succeeding to find hydrogen disulphide absorbent composition with high efficiency and recovered using affordable raw components.
Conclusions
Range of absorbent components was studied to finding a way how to neutralize hydrogen
7. Афанасьев С.В., Махлай С.В. Карбамидоформальдегидный концентрат. Технология. Переработка. Монография. Самара: СНЦ РАН, 2012. 298 с.
8. Волков А.В.. Турапин А.Н., Афанасьев С.В. и др. Разработка комплексного поглотителя сероводорода и диоксида углерода из нефтегазопромысловых сред // Нефть. Газ. Новации. 2014.
№4. С. 99-102.
9. ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов
10. ТУ 6-09-5593-98. Бумага индикаторная свинцовая.
11. Патент RU№2561169 Нейтрализатор (поглотитель) сероводорода и способ его использования. Приоритет от 06.05.14, кл. Q0G29/20.
UDC 622.276
disulphide in oil and stratum water. It is shown that more effective has Delta NS-4, containing methyldiethanolamine water solution, carbamide-formaldehyde concentrate CFC-85 and N-methylpyrrolidone. There are signed 3 contracts with "Rosneft" branch companies for pilot-runs of developed AHS.
Keywords
oil, hydrogen disulphide refinery, neutralizing agent, composition
References by absorbing solutions]. Priority from Afanas'ev S.V. and oth. Razrabotka
1. Regulation №118 "About requirements 01.07.04. cl C10G 29/20. kompleksnogo poglotitelya
to car and plane gazoline, fuel oil and 5. Patent Ru № 237058 Neytralizator serovodoroda i dioksida ugleroda
marine fuel for jet engines, and residual serovodoroda i sposob ego iz neftegazopromyslovykh sred
oil". ispol'zovaniya [Hydrogen disulphide [Development of complex absorber
2. Trifonov K.I., Afanas'ev S.V., neutralizer and its using]. Priority from of hydrogen disulphide and carbone
Katyshev S.F. Estestvennye i tekhnogennye 13.06.2008. cl C08L 61/24; dioxide from oil and gas environment].
istochnikizagryazneniy atmosfery [Natural C10G 29/22. Neft'. Gaz. Novatsii, 2014, issue 4,
and man-caused sources of environment 6. Technical conditions 2223-009- pp. 99-102.
pollution]. Textbook. Samara: Samara 00206492-2007 Carbamide- 9. GOST 50802-95 Petroleum. Method
scientific center RAS, 2014, 148 p. formaldehyde concentrate CFC-85. for determination of hydrogen sulfide,
3. GOST 51858-2002. Oil. General 7. Afanas'ev S.V., Makhlay S.V. methyl- and ethylmercaptans.
specifications. Karbamidoformal'degidnyy 10. Technical conditions 6-09-5593-98.
4. Patent RU № 2269567 Sposob kontsentrat. Tekhnologiya. Pererabotka Plumbous detector paper.
ochistki nefti i gazokondensata [Carbamide-formaldehyde concentrate. 11. Patent RU 2561169 Neytralizator
otserovodoroda i merkaptanov Technology. Refining]. Monogrhaphy. (poglotitel) serovodoroda isposob ego
poglotitel'nymi rastvorami [Oil and gas Samara: Samara scientific center RAS, ispol'zovaniya [Neutralizer (absorbent)
well condensate refinement method of 2012, 298 p. of hydrogen and its using]. Priority from
hydrogen disulphide and mercaptans 8. Volkov A.V., Turapin A.N., 06.05.14, cl C10G29/20.
ENGLISH OIL PRODUCTION
Development of the complex absorber of hydrogen sulphide ^HS) and carbon dioxide from oil and gas environments
Authors:
Vladimir A. Volkov — Ph.D., director1
Sergey V. Afanasiev — Sc.D., professor2; svaf77@mail.ru
1LLC "Delta-prom innovations", Samara, Russian Federation 2Togliatti state University, Togliatti, Russian Federation
20 ДОБЫЧА
УДК 622.276
Компьютерное моделирование процесса водогазового воздействия на опытном участке пласта Ач3 Восточно-Перевального месторождения
В.И. Дарищев
к.т.н., заместитель генерального директора по науке и инновационной деятельности1
И.А. Ахмадейшин
руководитель группы мониторинга проектов по разработке трудноизвлекаемых запасов1 iakhmadeishin@ritek.ru
B.А. Дедечко
специалист отдела научно-исследовательских, опытно-конструкторских и опытно-промышленных работ1 , аспирант2, vdedechko@ritek.ru
C.А. Власов
к.т.н., директор3
Д.Т. Миронов
с.н.с.3
Dmitri.Mironov@TNS-Simcor.com А.М. Полищук
к.т.н., заместитель директора3 alexanderpol@yandex.ru
1ОАО «РИТЭК», Москва, Россия 2РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, Россия
3АНО НТО «ИТИН», Москва, Россия
В предлагаемой работе представлены результаты математического моделирования закачки углеводородного газа на Восточно-Перевальном нефтяном месторождении (восточный купол) Западной Сибири, где с декабря 2008 года ОАО «РИТЭК» проводило опытно-промышленные работы по водогазовому воздействию (ВГВ). Целью данной работы являлось создание цифровой гидродинамической модели и выбор оптимальных вариантов разработки для опытного участка Восточно-Перевального месторождения с использованием результатов исследований керна, с учетом возникающих эффектов гистерезиса относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и роли защемленного газа [1].
Запасы нефти Восточно-Перевального месторождения из-за сложного геологического строения отнесены к трудноизвлека-емым. Залежь Ач3 Восточно-Перевального месторождения массивная, сводовая, водоплавающая, литологически-экраниро-ванная. Эффективные нефтенасыщенные толщины по площади залежи составляют в среднем 10,2 м.
Для математического моделирования был выбран опытный участок нагнетательной скважины № 480. Данная скважина была введена в эксплуатацию в августе 2006 г. и до августа 2008 г. находилась в добывающем фонде. С декабря 2008 по февраль 2010 гг. в скважину №480 осуществлялась закачка углеводородного газа (природный газ+ПНГ), а с февраля по июнь 2010 г. — закачка воды. Далее в июле 2010 г. скважину вновь перевели под нагнетание газа, которое продолжалось до конца июня 2013 г.
Эта дата была взята в качестве исходной точки для проведения расчетов.
Для моделирования процесса закачки газа в пласт Ач3 Восточно-Перевального месторождения в районе скважины №480 была создана изотермическая композиционная секторная гидродинамическая модель в си-муляторе E300 ECLIPSE Schlumberger [2].
Внутри общей модели выделена область, включающая только один элемент обращенной девятиточечной системы разработки с нагнетательной скважиной №480 в центре,
Рис. 1 — Участок ВГВ на карте эффективных нефтенасыщенных толщин по гидродинамической модели
по которому подготовлена секторная модель. Расположение скважин на карте эффективных нефтенасыщенных толщин представлено на рис. 1.
Выбранный участок является характерным по геолого-физическим параметрам пласта. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) по гидродинамической модели пласта Ач3 в пределах водонефтяного контакта (ВНК) представлены в таб. 1.
Начальная пластовая температура пласта составляет 92,2°С, начальное пластовое давление — 255 атм. Вязкость нефти — 0,62 сПз, плотность нефти — 847 кг/м3. Давление насыщения нефти газом — 9,8 МПа, растворимость газа в нефти — 87 м3/м3.
За основу секторной модели была взята адаптированная гидродинамическая модель с исходным размером ячеек (как в геологической, так и в гидродинамической моделях) 100x100 м. Для моделирования процесса закачки ВГС размеры ячеек сетки были уменьшены и составили 50x50 м с локальным измельчением ячеек в районе между нагнетательной и добывающими скважинами в зоне влияния закачки ВГС.
В расчетах принималось, что скважины участка работают в режиме с заданными отборами по жидкости, соответствующими фактическим средним историческим отборам. Ограничение по забойному давлению (Рзаб) принималось равным на нагнетательных скважинах — 39 МПа, на добывающих скважинах — 10 МПа. Во всех вариантах критериями отключения интервалов перфораций добывающих скважин выступали превышение обводненности продукции с данного интервала до 98% и газового фактора до 5000 нм3/м3.
В качестве основного регулируемого параметра воздействия было выбрано — водо-газовое отношение (ВГО). Рассматривались следующие варианты: Вариант 1
С учетом гистерезиса ОФП (по модели Джаргона) предполагает закачку ВГС в нагнетательную скважину №480 с ВГО 0,005 (газосодержание (ГС) 36%) при постоянном Рзаб=39,0 МПа и без ограничения объема закачки смеси. Отбор нефти по скважинам участка ОПР также ведется с исторически сложившимися забойными давлениями.
Для оценки влияния гистерезиса ОФП закачка ВГС ведется циклами
Параметр min max Среднее Стандартное отклонение
Проницаемость, мД 2 508 62 85
Пористость, д.ед. 0,01 0,21 0,17 0,02
Доля коллектора, д.ед. 0,03 1,00 0,65 0,22
Начальная 0,00 0,70 0,52 0,11
нефтенасыщенность, д.ед.
Таб. 1 — ФЕС по гидродинамической модели пласта Ач3 в пределах ВНК
В данной работе приводится обоснование применения метода закачки водогазовой смеси (далее - ВГС) для повышения нефтеотдачи пластов и утилизации добываемого попутного нефтяного газа.
Материалы и методы
Математическое моделирование, результаты опытно-промышленных работ.
Ключевые слова
водогазовое воздействие, повышение нефтеотдачи, водогазовая смесь, гидродинамическая модель
продолжительностью в один год, в течение периода до 2030 г., когда поровый объем закачки агентов составит 35% порового объема участка воздействия, затем переход на закачку воды до 2052 г. Чередование закачки смеси и воды в цикле — 1 год ВГС +1 год вода, всего 9 циклов закачки. Вариант 2
Вариант без учета гистерезиса ОФП предполагает закачку ВГС в нагнетательную скважину №480 с ВГО 0,005 (ГС 36%). Параметры закачки аналогичны варианту с гистерезисом для их сравнения. Вариант 3
С учетом гистерезиса ОФП (по модели Кил-лоу) предполагает закачку ВГС в нагнетательную скважину №480 с ВГО 0,005 (ГС 36%). Параметры закачки аналогичны вариантам 1 и 2. Вариант 4 (базовый — закачка воды)
В нагнетательную скважину №480 прекращается закачка газа и в течение всего расчетного периода (до 2052 г.) закачивается вода при Рзаб =39,0 МПа. Вариант 5 (закачка газа)
Предполагает продолжение разработки участка ОПР с закачкой газа в нагнетательную скважину №480 при постоянном
№ варианта ВГО Газосодержание, Объем закачки, в % % от порового объема
Период закачки ВГС, лет (кол-во циклов)
участка
1 (гистерезис) 0,005 36 35 1+1 (9 циклов)
2 0,005 36 35 1+1 (9 циклов)
3 (гистерезис) 0,005 36 30 1+1 (9 циклов)
4 (вода) 1,0 0 30 0
5 (газ) 0,0 100 130 40
6 0,0005 85 62 18
7 0,001 74 48 18
8 0,005 36 35 18
9 0,01 22 32 18
10 0,05 5 31 18
11 0,1 3 30 18
12 (гистерезис) 0,005 36 37 3+1 (5 циклов)
13 (гистерезис) 0,005 36 39 постоянная закачка
Таб. 2 — Рассчитанные варианты по закачке ВГС
Рис. 2 — Динамика накопленной добычи нефти по вариантам с учетом (красная кривая) и без учета гистерезиса ОФП (зеленая кривая) при закачке ВГС и при заводнении (синяя кривая)
Рзаб=39,0 МПа и с ограничением по максимальному объему закачки газа 100 тыс. м3/ сут. Закачка газа ведется в течении всего расчетного периода до 2052 г., когда поровый объем закачки агентов составит 130% порового объема (РУ) участка воздействия. Вариант 6-11
При проведении этой серии расчетов рассматривались различные варианты закачки ВГС с различным ВГО и без ограничения объема закачки газа. Забойное давление закачки во всех вариантах было постоянным и составляло Рзаб =39,0 МПа. Расчетный период во всех вариантах составлял 2013-2030 гг. Параметры вариантов представлены в таб. 2. Вариант 12
С учетом гистерезиса ОФП предполагает переход с закачки газа на циклическую закачку ВГС с ВГО 0,005 (ГС 36%) при постоянном Рзаб=39,0 МПа и без ограничения объема закачки газа. Для оценки влияния различных циклов закачки ВГС с учетом гистерезиса ОФП закачка ведется циклами продолжительностью в 3+1 год, в течение периода до 2030 г., когда поровый объем закачки агентов составит 37% порового объема участка воздействия, затем переход на закачку воды до 2052 г. Чередование закачки ВГС и воды в цикле — 3 года ВГС +1 год вода, всего 5 циклов закачки. Вариант 13
С учетом гистерезиса ОФП предполагает переход с закачки газа на постоянную закачку ВГС с ВГО 0,005 (газосодержание 36%) при постоянном Рзаб = 39,0 МПа и без ограничения объема закачки газа. Закачка ВГС ведется в течение периода до 2030 г., когда по-ровый объем закачки агентов составит 39% порового объема участка воздействия, затем переход на закачку воды до 2052 г.
На этапе 1 (расчетные варианты 1 и 2) проведены сравнительные расчеты с учетом и без учета гистерезиса ОФП для варианта с одинаковым ВГО.
Как видно на рис. 2, накопленная добыча нефти в варианте с гистерезисом превышает на конец расчетного периода добычу по базовому варианту с заводнением более чем на 20 тыс. м3, что соответствует приросту КИН за расчетный период 40 лет на 1,6 п.п. (с 36,2% до 37,8%.). За первые 18 лет закачки ВГС (конец закачки смеси — 2030 г. и переход на заводнение) прирост составил 2,5%.
Учет гистерезиса и наличие защемленного газа в коллекторе, приводит к тому, что продвижение фронта смеси происходит более равномерно, при более высоких фильтрационных сопротивлениях, и, следовательно, коэффициент охвата пласта более высокий. Это в значительной мере проявляется для более однородного и проницаемого коллектора.
В условиях высокой неоднородности пласта Ач3 Восточно-Перевального месторождения, расчеты показали на существенную роль защемленного газа, наличие которого вызывает отключение от разработки преимущественно низкопроницаемых участков пласта. Вследствие этого фильтрация происходит в основном по высокопроницаемым каналам (зонам) хотя и с лучшим охватом, но только для части коллектора.
Таким образом, учет реальной неоднородности коллектора является важным критерием при учете процессов, происходящих в пласте, и необходим при выборе участков
