Дослідження дифузійних і газодинамічних процесів у ПСГ при фільтрації природного газу і азоту

Підставляючи одержані значення капіталовкладень і експлуатаційних затрат в формулу (1), одержимо приведені затрати, як функцію об’єму буферного газу. Тоді оптимальна величина об’єму буферного газу може бути визначена з рівняння 

 

Метою розрахунку було визначення оптимальних параметрів ПСГ (об’єму буферного газу, пластового тиску в кінці відбору і числа експлуатаційних свердловин) та економічних показників (капіталовкладень, експлуатаційних та приведених затрат). 

З метою апробації розробленої методики розрахунку оптимальних параметрів створюваних підземних сховищ газу проводились розрахунки для умов, що відповідають умовам Богородчанського ПСГ. Ставилась задача визначити оптимальні параметри підземного сховища газу, створюваного на базі виснаженого родовища за критерієм мінімуму приведених затрат на його створення і експлуатацію. 

Як і слід було чекати, при сталій вартості буферного газу експлуатаційні затрати, як функція об’єму буферного газу, мають мінімум, який відповідає оптимальній величині відносного об’єму буферного газу. При збільшенні затрат на створення і експлуатацію експлуатаційних свердловин з 25 до 35 млн. $ мінімальні затрати на створення ПСГ зростають, а об’єм буферного газу, що їм відповідає збільшується з 18% до 20%. Мінімальний розрахунковий пластовий тиск в ПСГ на кінець періоду відбору зростає від 26, 14 ата до 29, 76 ата, число експлуатаційних свердловин при цьому зменшується з 728 до 644. Іншими словами, при зростанні вартості свердловини на 40% оптимальний об’єм буферного газу збільшується на 2%, мінімальний пластовий тиск зростає на 13, 8%, а число експлуатаційних свердловин зменшується на 11, 5%. 

У третьому розділі проаналізовано світовий досвід використання інертних газів і виконано дослідження процесу змішування газів в пористому середовищі. 

Газові методи підвищення нафтогазоконденсатовіддачі пластів – нагнітання в пласт вуглеводневих газів, СО2, азоту і димових газів є достатньо ефективними технологічними процесами, які можна широко використовувати в широкому діапазоні гірничо-геологічних умов. 

На даному етапі вищевказані газові методи використовуються в світовій практиці, в основному для закачки в нафтові і газоконденсатні поклади для витіснення нафти і газового конденсату шляхом багатоконтактного змішуючого витіснення при високих тисках. За рахунок впровадження цих методів нафто- і газоконденсатовіддача може зрости на 7-20%. 

В 1988 році в світі здійснювалось біля 170 проектів по закачці в пласт різних газів, сумарний об’єм закачки в перерахунку на нормальні умови склав більше 100 млрд. м3, завдяки цьому видобуто біля 30 млн. т нафти. 

Крім того, невуглеводневі (азот і димові) гази використовуються на ПСГ, наприклад у Франції для заміни частини буферного об’єму газосховища. 

У зв’язку з високою вартістю природного газу і СО2, на нашу думку, слід використовувати азот і димові гази. Перспективність використання азоту і димогарних газів (87% азоту і 12% СО2) замість природного газу і СО2 пояснюється наступними факторами: 

1. Виробництво інертних газів в промислових масштабах досить доступне (у світі найбільш відпрацьоване виробництво азоту кріогенним способом із повітря, завод по виробництву азоту може бути розміщений на самому родовищі) ; 

2. Азот при підвищенні тиску має меншу стискуваність, ніж СО2 і вуглеводневі гази (відповідно в 3 і 1, 5 рази) і невисоку розчинність в пластовій воді (13 м3/м3). Тому при інших рівних умовах в пласт закачують азоту по об’єму менше, ніж СО2 або природного газу. Завдяки низькій стискуваності безповоротні втрати азоту в пласті (залишковий, защемлений газ) і затрати на його стиснення в 2-3 рази менші ніж при використанні СО2 і природного газу; 

3. Вартість отримуваного із повітря азоту, який доставляється на родовище при високому тиску без транспортних затрат, менше вартості СО2 і природного газу в 2-3 рази і в 4-8 разів відповідно. З врахуванням низької стискуваності азоту, загальні втрати на його закачку пласт можуть скласти 15-20% витрат на закачку СО2 або природного газу; 

4. При використанні азоту відпадає проблема корозії обладнання і охорони навколишнього середовища. 

Головним недоліком використання азоту і димових газів для збільшення нафтогазоконденсатовіддачі є погіршення властивостей видобуваючого природного газу після прориву робочого агенту в експлуатаційні свердловини. В цьому випадку, як і при використанні СО2, необхідне будівництво регенераційних установок. 

В США технологія закачки інертних газів в пласт для підвищення вуглеводовіддачі пластів випробувані в 30 проектах при різних гірничо-геологічних умовах і розглядаються експертами як досить перспективні технологічні процеси. В нашій країні є об’єкти, де для підвищення вуглеводовіддачі може бути використана закачка азоту чи димових газів. Необхідно відзначити, що ця технологія придатна для більшості газових родовищ на заключній стадії розробки для витіснення залишкових запасів газу. Існують реальні умови для створення технічних засобів для реалізації цього методу. В той же час в країні немає практичного досвіду по використанню азоту і димогарних газів, немає ні техніки, ні технології, відсутня систематизована інформація про даний метод. 

Першочерговою і найбільш суттєвою проблемою є проблема змішування природного газу і азоту при їх сумісній фільтрації. В залежності від інтенсивності змішування при контакті цих газів утвориться певний об’єм суміші, що призведе до незворотних втрат природного газу. Отже, в залежності від інтенсивності змішування, заміна буферного газу азотом може стати економічно невиправданою. Тому