Промышленная закачка газа в пласт началась на месторождении в Приангарье

О перспективах добычи в россии угольного газа

Промышленная закачка газа в пласт началась на месторождении в Приангарье

В недрах осваиваемых и перспективных угольных бассейнов сосредоточена не только значительная часть мировых ресурсов углей, но и их спутника — метана, масштабы ресурсов которого соизмеримы с ресурсами газа традиционных месторождений мира. Концентрация метана в смеси природных газов угольных пластов составляет 80–98%.

Научно обоснованная оценка роли угольных пластов как крупнейших мест накопления метана в земной коре открывает новые большие перспективы в увеличении ресурсов углеводородных газов.

Метан, который является наиболее опасным спутником угля, становится ценным полезным ископаемым, подлежащим самостоятельной промысловой добыче или попутному извлечению в шахтах при комплексной поэтапной эксплуатации газоносных угольных месторождений.

Особенность разработки метаноугольных месторождений

Существуют два принципиально разных способа добычи угольного метана: шахтный (на полях действующих шахт) и скважинный.

Шахтный способ является неотъемлемой частью технологии подземной добычи угля — дегазации. Объемы получаемого метана при этом невелики, и газ используется, в основном, для собственных нужд угледобывающих предприятий непосредственно в районе угледобычи.

Скважинный способ добычи является промышленным. Метан при этом рассматривается уже не как попутный продукт при добыче угля, а как самостоятельное полезное ископаемое.

Разработка метаноугольных месторождений с добычей метана в промышленных масштабах производится с применением специальных технологий интенсификации газоотдачи пластов (самые распространенные варианты — гидроразрыв пласта, закачка через скважину воздуха или воздухо-воздушной смеси, воздействие на пласт током).

Следует отметить, что для добычи метана пригодны далеко не все угли. Так, месторождения длиннопламенных бурых углей бедны метаном. Высокой концентрацией газа отличается уголь-антрацит, но его невозможно извлечь из-за высокой плотности и чрезвычайно низкой проницаемости залежи.

Самыми перспективными для добычи метана считаются угли, занимающие промежуточное положение между бурыми углями и антрацитом.

Именно такой уголь залегает в Кузбассе, где, в рамках выполнения поручения Президента Российской Федерации, «Газпром» активно участвует в реализации инновационного проекта по добыче угольного газа.

Российские прогнозные ресурсы угольного метана

Прогнозные ресурсы метана в основных угольных бассейнах России оцениваются в 83,7 трлн куб. м, что соответствует примерно трети прогнозных ресурсов природного газа страны.

Особое место среди угольных бассейнов России принадлежит Кузбассу, который по праву можно считать крупнейшим из наиболее изученных метаноугольных бассейнов мира.

Прогнозные ресурсы метана в кузбасском бассейне оцениваются более чем в 13 трлн куб. м.

Данная оценка ресурсов углей и метана соответствует глубине 1800–2000 м. Большие глубины угольного бассейна сохраняют на отдаленную перспективу огромное количество метана, которое оценивается в 20 трлн куб. м. Такая сырьевая база Кузбасса обеспечивает возможность крупномасштабной добычи метана (вне шахтных полей) как самостоятельного полезного ископаемого.

Международный опыт добычи угольного газа

Необходимость, возможность и экономическая целесообразность крупномасштабной промысловой добычи метана из угольных пластов подтверждается опытом освоения метаноугольных промыслов в США, которые занимают лидирующее положение в мире по уровню развития «новой газовой отрасли». Также промышленная добыча метана из угольных пластов ведется в Австралии, Канаде и Китае.

Современный опыт добычи угольного газа в России

До недавнего времени в России метан из угольных пластов извлекался только попутно, на полях действующих шахт системами шахтной дегазации, включающими скважины, пробуренные с поверхности. Этими системами в последние годы в Печорском и Кузнецком бассейнах извлекалось около 0,5 млрд куб. м метана в год.

В 2003 г. «Газпром» приступил к реализации проекта по оценке возможности промышленной добычи метана из угольных пластов в Кузбассе.

Лицензией на поиск, разведку и добычу метана угольных пластов в пределах Южно-Кузбасской группы угольных месторождений обладает ООО «Газпром добыча Кузнецк» — первая и единственная компания в России, добывающая метан угольных пластов.

Компания разрабатывает два метаноугольных промысла, площадь лицензионного отвода составляет 6 тыс кв. км до глубины 2 км, оценка ресурсов метана угольных пластов — 5,7 трлн куб. м.

Стабильный уровень добычи метана угольных пластов в Кузбассе планируется в объеме 4 млрд куб. м в год. В долгосрочной перспективе — 18–21 млрд куб. м в год.

Талдинское месторождение

В 2005 году на Талдинском месторождении был создан научный полигон по отработке технологии добычи метана из угольных пластов. Здесь учеными АО «Газпром промгаз» была разработана технология добычи угольного газа.

На весь технологический цикл — от разведки угольного газа до его использования — получен 31 патент международного и российского образца.

При этом две трети оборудования, применяющегося при реализации экспериментального проекта, — отечественного производства.

В 2008–2009 годах на восточном участке Талдинского месторождения было пробурено восемь скважин. В 2010 году началась пробная эксплуатация разведочных скважин с подачей газа на автомобильные газонаполнительные компрессорные станции.

В результате пробной эксплуатации были получены необходимые параметры для перевода ресурсов метана в запасы промышленных категорий, отработаны технологии освоения скважин, сбора и подготовки газа, необходимые для разработки первоочередных участков и площадей в Кузбассе.

12 февраля 2010 года «Газпром» запустил на Талдинском месторождении первый в России промысел по добыче угольного газа.

Утвержденные запасы метана по Талдинскому промыслу составляют 74,2 млрд куб. м (в том числе 4,77 млрд куб. м категории С1 и 69 млрд куб. м категории С2). В стадии опытно-промышленной эксплуатации находятся 6 эксплуатационных скважин.

В 2014 году на Талдинском промысле было добыто 2,8 млн куб. м газа, всего с начала эксплуатации — почти 16 млн куб. м.

В декабре 2010 и феврале 2011 были введены в эксплуатацию две газопоршневые электростанции (ГПЭС), работающие на метане угольных пластов на Талдинском месторождении.

Ввод двух ГПЭС позволил подать электроэнергию на подстанцию Талдинского угольного разреза, на строящиеся шахты «Жерновская-1» и «Жерновская-3», а также обеспечить электроэнергией газовые промыслы на Талдинском месторождении и Нарыкско-Осташкинской площади.

«Газпром» также приступил к освоению Нарыкско-Осташкинской площади Южно-Кузбасской группы месторождений. Ресурсы метана площади предварительно оцениваются в 800 млрд куб. м.

В 2014 году на этом промысле было добыто 4,5 млн куб. м газа, всего с начала эксплуатации — 9,4 млн куб. м.

Новый вид полезного ископаемого

В ноябре 2011 года метан угольных пластов был признан самостоятельным полезным ископаемым и внесен в Общероссийский классификатор полезных ископаемых и подземных вод.

Объективные причины необходимости добычи угольного газа в России

Благоприятные геологические особенности и условия газоносности угольных бассейнов в России являются объективной предпосылкой организации, прежде всего, в Кузбассе, а затем и в других угольных бассейнах, широкомасштабной добычи метана как самостоятельного полезного ископаемого.

Необходимость организации метаноугольных промыслов в Кузбассе обусловлена следующими факторами:

  • наличием крупномасштабных залежей метана в угольных бассейнах России;
  • наличием современных передовых эффективных технологий промысловой добычи метана из угольных пластов, широко применяемых в последние годы за рубежом;
  • наличием в России научно-технического потенциала, способного координировать и осуществлять научные разработки по данной теме.

Среди регионов России, не обеспеченных в достаточном объеме газовым топливом, ряд угледобывающих регионов мог бы полностью покрыть свои потребности в газе за счет широкомасштабной добычи метана из угольных пластов.

Кроме того, добыча и использование газа улучшит экологическую обстановку в углепромышленных районах, снизит газоопасность добычи угля в будущих шахтах и создаст новые рабочие места на газовых промыслах и газоперерабатывающих предприятиях.

Источник: https://www.gazprom.ru/about/production/extraction/metan/

Оптимизация обратной закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении

Промышленная закачка газа в пласт началась на месторождении в Приангарье

Одним из важных направлений развития деятельности компании является разработка нефтяных оторочек залежей, имеющих обширные газовые шапки, запасы нефти которых относятся к категории трудноизвлекаемых.

Рост эффективности разработки подобных залежей, кроме увеличения конечных коэффициентов извлечения нефти (КИН), повышает конкурентоспособность компании в области разработки трудноизвлекаемых запасов, что в свою очередь увеличивает стоимость активов компании.

Целью данной работы являются рекомендации по повышению эффективности разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей путем оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД) методом обратной закачки газа на одном из нефтегазоконденсатных месторождений компании.

Рассматриваемое месторождение расположено в пределах Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

В промышленную эксплуатацию введены три пласта (условно названные X, Y и Z), которые по характеру насыщения классифицируются как нефтегазоконденсатные, имеющие массивные газовые шапки и нефтяные оторочки козырькового и подстилающего типов. Разработка месторождения осуществляется на основании проектного документа, утвержденного в 2015 г.

Рис. 1. Принципиальная схема организации обратной закачки газа при базовой стратегии разработки месторождения

Анализ текущей стратегии разработки месторождения

Одной из основных особенностей разработки месторождения является организация системы ППД путем обратной закачки в кровлю каждого пласта с газовой шапкой всего объема добытого газа. Схематично процесс добычи нефти и обратной закачки газа, реализованный на месторождении, можно описать следующим образом (рис. 1).

Продукция нефтяных скважин в виде газожидкостной смеси поступает в группу сепараторов через линию сбора с ограничением по давлению не более 4 МПа.

Отсепарированный газ сначала направляется в блок адсорбционной осушки, в которой удаляются избытки влаги, затем на трехступенчатый компрессор, где происходит его сжатие до давления 12,5 МПа с последующим отведением выпавшего нестабильного конденсата.

Недостатком данной схемы является ее низкая эффективность по сбору продукции добывающих скважин с высоким газовым фактором: при повышении буферного давления скважины до порогового значения необходимо штуцирование скважины с последующим ее выводом из добычи для предотвращения эффектов «передавливания» высоким давлением соседних добывающих скважин. Кроме того, степень извлечения конденсата при компримировании ниже, чем при использовании метода низкотемпературной сепарации.

Определение параметров для оптимизации

Использование системы ППД путем обратной закачки газа в пласт улучшает показатели добычи нефти по данному месторождению.

Анализируя отклик каждого объекта разработки на процесс обратной закачки, можно определить оптимальную стратегию организации ППД, тем самым увеличив накопленную добычу и КИН в целом по месторождению.

Процесс анализа отклика пластов на обратную закачку можно разделить на три этапа.

1. Сопоставление фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) каждого из объектов пласта. Это позволяет сделать вывод, что пласт Y имеет наибольшие абсолютную и фазовую проницаемости, а также степень связанности коллектора (рис. 2). Последний параметр рассчитывается как отношение объема коллектора к объему неколлектора и характеризует степень неоднородности пласта.

Рис. 2. Сопоставление основных ФЕС объектов Z, Y, X: kпр.абс, kпр.фаз — соответственно абсолютная и фазовая (относительная) проницаемость; Кп — пористость; kv, kh — проницаемость соответственно по латерали и вертикали; Нэф.г, Нэф.н — эффективная толщина соответственно газонасыщенная и нефтенасыщенная

2.

Анализ безразмерных показателей дополнительного прироста дебитов добывающих скважин на каждые 1000 м3/сут дополнительной приемистости газонагнетательной скважины при одинаковых показателях потерь фонда скважин от прорывов газа.

Очевидно, что пласт Y в данном отношении является наиболее перспективным (рис. 3), воздействием на который можно получить максимальный прирост добычи (в 1,5 раза выше, чем по пласту X и в 6 раз выше, чем по пласту Z).

Рис. 3. Дополнительный прирост дебитов и потери фонда скважин на каждые 1000 м3/сут приемистости

3. Численные расчеты. Их результаты показа- ли, что организация обратной закачки газа в пласт даже в базовом варианте позволяет получить приросты добычи жидких углеводородов 12,8 млн т по пласту Y, 3,2 млн и 2,2 млн т по объекту соответственно Z и X.

Таким образом, для получения максимальных приростов добычи необходимо рассматривать пласт Y как первоочередной объект воздействия обратной закачкой газа.

Организация обратной закачки газа

На месторождении запланировано строительство компрессорной установки высокого давления пропускной способностью 20 млн м3/сут с выводом на номинальный режим работы в 2017 г. Наличие такой установки позволяет организовать обратную закачку газа в объекты через газонагнетательные скважины, запланированные к бурению.

Однако при наличии одной линии сбора продукции с ограничением по максимальному давлению 4 МПа бÓльшая часть мощности компрессорной установки после прохождения пика добычи останется невостребованной, поскольку при прорывах газа в добывающую скважину и соответствующем росте буферного давления необходимо штуцирование скважины с последующей ее остановкой. Вследствие этого длительность периода максимальной загрузки оборудования по результатам расчетов составит около 10 % всего времени добычи.

Предложения по оптимизации стратегии разработки месторождения

По полученным результатам были предложены следующие оптимизационные мероприятия по реформированию систем сбора и ППД.

1. Строительство дополнительной ветки сбора продукции высокого давления с ограничением по давлению не ниже 12 МПа. 

2.

Монтаж установок низкотемпературной сепарации и стабилизации конденсата. 

3. При возникновении прорыва газа в нефтяную скважину и соответствующем росте буферного давления переключение скважины в линию высокого давления и продолжение ее эксплуатации с высоким газовым фактором и последующим переводом на добычу газа с капельной нефтью.

Принципиальная схема организации системы сбора после оптимизации представлена на рис. 4.

Согласно этой схеме продукция нефтяных скважин в виде газожидкостной смеси с давлением ниже 4 МПа поступает на установку подготовки нефти, где газ и вода отделяются от нефти.

Отсепарированный газ, проходя через КНД и КСД, дожимается до давления сети высокого давления и смешивается с сырым газом газовых скважин, подключенных к линии высокого давления.

Рис. 4. Принципиальная схема организации обратной закачки газа после оптимизации ее стратегии: КНД, КСД — компрессор соответственно низкого и среднего давления; НТС — низкотемпературная сепарация

Далее газожидкостная смесь высокого давления поступает в блок адсорбционной осушки, где происходит удаление влаги из газа до достижения температуры точки росы —70 °C. Осушенный газ направляется в блок установок НТС, в которых происходит отделение конденсата.

Последний поступает в блок стабилизации, а осушенный и отбензиненный газ — в компрессорную установку высокого давления и через серию газонагнетательных скважин закачивается в пласт. Стабильный конденсат смешивается с нефтью и подается в магистральный нефтепровод.

Важно отметить, что при изменении стратегии добычи на предложенную стратегию возникают риски недостаточной приемистости газа по запланированному числу газонагнетательных скважин.

Для снятия этих рисков, а также для достижения более равномерного фронта вытеснения нефти газом при организации системы ППД предлагается заложить в программу бурения дополнительные газонагнетательные скважины в южную часть газовой шапки пласта Y.

Результаты численного моделирования

По результатам численного моделирования построена зависимость накопленной добычи нефти от прокачки газа через газовую шапку пласта Y (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость относительной накопленной добычи жидких углеводородов по пласту Y от накопленной закачки газа в пласт (объем газовой шапки составляет 44,7 млрд м3)

Анализ чувствительности указывает на то, что максимальный прирост добычи жидких углеводородов обеспечивается за счет эксплуатации скважин с высокими буферными давлениями и газонефтяными факторами, достигая 14 % относительно базового варианта.

Накопленная закачка газа, объемы газовой шапки
Рис. 5. Зависимость относительной накопленной добычи жидких углеводородов по пласту Y от накопленной закачки газа в пласт (объем газовой шапки составляет 44,7 млрд м3)

Численное моделирование объектов разработки позволило определить также основные механизмы, обеспечивающие прирост добычи:

  • 1) добыча нефти с высокими газовыми факторами и исключение остановок скважин при росте буферного давления;
  • 2) формирование ряда скважин, обеспечивающих основную добычу газа, вследствие чего остальные скважины работают дольше на оптимальных режимах;
  • 3) добыча конденсата за счет дополнительной добычи газа высокого давления;
  • 4) большие объемы закачки газа, позволяющие поддерживать пластовое давление на уровне, близком к начальному (расчетное снижение пластового давления составляет 5–7 %), что дает возможность избежать потерь конденсата в пласте вследствие эффектов ретроградной конденсации.

Мероприятия по контролю процесса обратной закачки газа

Для расчета потенциала по закачке газа и определения оптимального числа газонагнетательных скважин до применения обратной закачки необходимо проведение комплекса исследований (гидродинамические с отбором устьевых сепараторных проб, гидропрослушивание). Предварительные расчеты показывают, что время реакции добывающих скважин на обратную закачку газа в пласт Y изменяется от 4 до 30 мес.

Перевод трех разведочных скважин в пьезометрические со спуском глубинных манометров и их установкой в интервале газовой шапки пласта Y позволяет оперативно выявлять изменения энергетического состояния залежи в процессе разработки.

Анализ производной давления дает возможность уточнять упругоемкие характеристики коллектора в пространстве между возмущающей и реагирующей скважинами, а также скорость фильтрации газа в пласте и ожидаемое время его прорыва в добывающие скважины.

Начало обратной закачки на месторождении запланировано на 2017 г. после ввода в эксплуатацию компрессорной установки. В результате момент прорыва газа закачки с сопутствующим ростом буферного давления на устье добывающих скважин следует ожидать к середине 2017 г.

Прорыв газа газовой шапки в скважины первого ряда ожидается в ближайшие месяцы.

Для принятия инвестиционного решения о строительстве газосборной линии высокого давления необходимо проведение расчетов по экономическому обоснованию до момента ввода дожимной компрессорной станции в эксплуатацию.

Выводы

1. Реализация предложенных мероприятий позволит увеличить добычу нефти в целом по месторождению на 4,55 млн т, добычу конденсата — на 0,48 млн т по сравнению с базовым вариантом. 

2. Ожидаемое увеличение КИН пласта Y по результатам численного моделирования составляет 3,9 % (от 29,6 до 33,5 %), увеличение коэффициента извлечения конденсата — 16,2 % (от 58,9 до 75,1 %). Без обратной закачки газа указанные показатели составили соответственно 19,4 и 30,2 %. 

3.

Дальнейшее развитие проекта предусматривает:

  • 1) проведение расчетов, учитывающих эффекты насыщения сухого газа парами нефти при прохождении фронта закачки через нефтяную оторочку;
  • 2) интегрирование модели наземной сети сбора продукции в расчет и уточнение показателей добычи с учетом влияния на нее промыслового оборудования;
  • 3) оптимизацию программы обратной закачки за счет добычи дополнительных объемов газа из вышележащих пластов.

Список литературы

1. Дэйк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. — М.: Премиум Инжиниринг, 2009. — 549 с. 

2.

Маргулов Р.Д., Тагиев В.Г, Гергедава Ш.К. Организация управления газодобывающим предприятием. — М.: Недра, 1981. — 240 с

Авторы статьи:  О.С. Ушмаев, И.Л. Чамеев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Д.Ю. Баженов, А.А. Артамонов (ООО «Газпромнефть-Ямал») Источник:  Журнал «PROнефть»

Источник: https://ntc.gazprom-neft.ru/research-and-development/proneft/777/13454/

Поделиться:
Нет комментариев

    Добавить комментарий

    Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.