На правах рукописи

УДК 622.279.23

СУХОНОСЕНКО АНАТОЛИЙ ЛЕОНИДОВИЧ

ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ ГАЗОГИДРАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность: 25.00.17 – Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2013

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Научный руководитель:

Доктор технических наук, профессор Басниев Каплан Сафербиевич

Официальные оппоненты:

Бондарев Эдуард Антонович, доктор технических наук, профессор, главный научный сотрудник лаборатории техногенных газовых гидратов Института проблем нефти и газа Cибирского отделения Российской Академии наук (ИПНГ СО РАН) Тупысев Михаил Константинович, кандидат технических наук, старший научный сотрудник Института проблем нефти и газа Российской Академии наук (ИПНГ РАН)

Ведущая организация:

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром ВНИИГАЗ».

Защита состоится « 24 » апреля 2013 г. в 15 часов 00 минут на заседании Совета по защите диссертаций на соискание степени кандидата наук, Д 002.076.01 по специальности 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (Технические науки) при Институте проблем нефти и газа Российской Академии наук по адресу: Российская Федерация, 119333, г. Москва, улица Губкина, дом 3. Телефон: +7 (495) 135 73 71, e-mail: [email protected] Автореферат размещён на интернет-сайтах Института проблем нефти и газа Российской академии наук www.ipng.ru « 22 » марта 2013 г. и Министерства образования и науки Российской Федерации vak.ed.gov.ru « 22 » марта 2013 г.

С диссертацией можно ознакомиться у Учёного секретаря Института проблем нефти и газа Российской Академии наук, г. Москва.

Автореферат разослан « 22 » марта 2013 г.

Учёный секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Баганова Марина Николаевна Актуальность работы В связи с истощением залежей традиционных углеводородов активизировался поиск альтернативных источников энергии. В частности, рост потребления природного газа стимулирует изучение возможностей его извлечения из угольных пластов, горючих сланцев и природных газовых гидратов.

Газовые гидраты представляют собой твёрдые кристаллические соединения, образованные молекулами воды и газа. История изучения гидратов началась в XVIII веке, и до первой половины двадцатого века основным направлением являлось выявление их состава и условий образования. Далее эти исследования получили практическое применение, связанное с разработкой принципов предотвращения образования гидратов в технологическом оборудовании. Наконец, в 1971 году установлена возможность существования газогидратных месторождений в природных условиях.

Крупные скопления природных газовых гидратов обнаружены в Северной и Южной Америке, Канаде, Австралии, Индии, Японии, Южной Корее, Китае, Мексиканском заливе. На территории Российской Федерации расположено первое в мире разрабатываемое газогидратное месторождение – Мессояхское, эксплуатация которого началась в 1969 году. Мировые запасы метана в гидратном состоянии достигают 81018 кубических метров, из них в нашей стране 11015 кубических метров.

В связи с возможным промышленным освоением газогидратных месторождений актуальным становится создание термогидродинамических моделей, учитывающих процессы тепло-, массопереноса, кинетику разложения поровых гидратов и сопутствующие изменения геолого-физических и термобарических свойств залежей.

Целью работы является разработка и реализация методики термогидродинамического моделирования процессов, происходящих при эксплуатации месторождений природных газовых гидратов и исследование методов их освоения.

Основные задачи исследования:

- Создание термогидродинамической модели расчёта динамики основных технологических показателей разработки газогидратных месторождений при различных вариантах их эксплуатации.

- Анализ влияния поровых гидратов на фильтрационно-ёмкостные свойства пород и использование полученных результатов при создании моделей разработки месторождений.

- Изучение с помощью предложенной модели процессов тепло-, массопереноса при разработке газогидратных месторождений, выявление термобарических особенностей фильтрации флюидов в насыщенных пористых средах.

- Исследование эффективных методов, темпов и режимов разработки газогидратных залежей на примере первого в России эксплуатируемого Мессояхского месторождения.

- Разработка рекомендаций по повышению степени извлечения газа из газогидратных месторождений в различные периоды эксплуатации.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- Установлена неизотермичность фильтрационных процессов происходящих при разработке газогидратных месторождений и влияние на них изменяющегося температурного поля залежи.

- Предложена термогидродинамическая модель разработки газогидратных месторождений, учитывающая процессы теплообмена с окружающими залежь породами, фильтрации газа и воды и эндотермической диссоциации поровых гидратов, позволяющая прогнозировать разработку месторождений в условиях недостаточной информации о фактической динамике изменения основных технологических показателей.

- Выявлены технологические режимы эксплуатации гидратонасыщенных залежей с поддержанием в них пластового давления или запасов свободного газа и рассмотрено их отличие от режимов газонасыщенных пластов.

При выполнении работы использованы методы теории проектирования и моделирования разработки месторождений природных газов, теории нефтегазовой гидрогазодинамики с учётом результатов физико-химических исследований процессов образования или разложения гидратов в пористой среде и влияния гидратонасыщенности на фильтрационно-ёмкостные свойства породы.

Практическая значимость работы - Созданная модель позволяет оптимизировать эксплуатацию газогидратных месторождений в целях повышения степени извлечения газа из недр.

- Предлагаемые режимы истощения рекомендуется использовать при проектировании разработки газогидратных залежей.

- Используемые подходы к моделированию предлагаются к введению в учебный процесс при подготовке магистрантов и аспирантов нефтегазового профиля.

К защищаемым положениям относятся:

- Необходимость учёта влияния теплообмена залежи с окружающими породами, вызванного неизотермичностью процесса депрессионного разложения поровых гидратов, на режимы её разработки.

- Метод термогидродинамического моделирования, позволяющий рассчитывать динамику основных показателей разработки газогидратных месторождений при заданных темпах отбора.

- Обоснование новых режимов эксплуатации газогидратных месторождений, позволяющих использовать процессы теплопереноса для диссоциации поровых гидратов и извлечения их них природного газа.

- Исследование и обоснование вариантов разработки залежей природных газовых гидратов на примере Мессояхского месторождения.

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

- IX Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им.

И.М. Губкина, Москва, 2012;

- IX Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2011;

- II Международная научно-практическая конференция-выставка «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения», ВНИИГАЗ, Москва, 2010;

- VIII Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им.

И.М. Губкина, Москва, 2010;

- VIII Всероссийская конференции молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2009;

- Международная конференция «Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 2009;

- Международная конференция по исследованиям в газовой промышленности IGRC2008, Париж, Франция, 2008;

- Научные семинары кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в 2008гг.

По теме диссертации опубликовано 3 статьи в изданиях, включённых в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК Минобрнауки РФ, 3 тезиса доклада.

Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения. Диссертационная работа изложена на 148 страницах, содержит 40 рисунков, 7 таблиц и приложений. Список использованных материалов состоит из 110 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность коллективу кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и её заведующему профессору Ермолаеву Александру Иосифовичу за советы и ценные обсуждения в процессе выполнения работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность темы диссертационной работы, определены цели исследования, основные задачи и методы их решения, сформулированы научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе проанализированы результаты исследований термодинамических и физико-химических свойств газовых гидратов. Так гидраты образуют гидрофобные газы и некоторые легколетучие органические жидкости, взаимодействие с водой которых достаточно слабое и не может препятствовать клатратообразованию. Газовые гидраты образуются при низкой температуре и высоком давлении при условии достаточного количества гидрато образующего вещества и воды.

Механизм образования гидратов представляет фиксацию свободно перемещающихся молекул газа и воды, сопровождающийся колебанием внутренней энергии системы. С точки зрения термодинамики этот процесс может быть представлен протекающим в два этапа: на первом этапе из чистой воды формируется незаполненная гидратная решётка; второй этап заключается в её заполнении.

Первая статистическая модель расчёта условий гидратообразования разработана Ван-дер-Ваальсом и Плэттью. Далее Пэрришом и Праусницем предложена методика, обладающая повышенной точностью, позволяющая определять равновесные параметры гидратообразования для многокомпонентных смесей. Следующим важным достижением стала модель Нг и Робинсона, которая могла использоваться для расчёта условий гидратообразования в равновесных системах с жидкими углеводородами. Более поздние модификации модели Пэрриша и Праусница также были приспособлены для выполнения расчётов систем в состав которых входят жидкие гидратообразующие вещества. Наконец, Кимом и Бишным предложена кинетическая модель диссоциации гидратов, позволившая количественно описать процесс разложения гидратов в свободном объеме. Для правильного понимания процессов, происходящих при образовании и разложении гидратов, необходимо также знать границы зоны их стабильности и характер распределения в них молекул-гостей. Эти характеристики практически невозможно померить экспериментально, поэтому для их определения проводится численное моделирование трехфазного равновесия воды, гидрата и газа.

При изучении свойств газовых гидратов обнаружен эффект их самоконсервации – аномально низкой скорости их диссоциации при температурах ниже 273,15K. Один из предложенных механизмов предполагает, что диссоциация гидратов при отрицательных температурах протекает через образование промежуточной переохлажденной воды, однако в целом этот эффект изучен недостаточно.

Газогидраты обладают рядом уникальных свойств. Например, 1 м гидрата метана содержит 164,6 м3 газа при нормальных условиях. При этом объем, занимаемый газом в гидрате, не превышает 20% объёма гидрата.

Важными свойствами, необходимыми при моделировании как природных, так и техногенных гидратов, являются их плотность и энтальпия плавления.

В заключение первой главы отмечается, что в настоящее время большинство исследований, посвященных газовым гидратам, направлены на определение и прогнозирование термодинамических и физико-химических свойств газогидратов.

Во второй главе представлены результаты анализа основных физикогеологических характеристик газогидратных залежей, возможность существования которых доказана в результате экспериментальных исследований, проведённых на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и зарегистрировано, как научное открытие в Государственном реестре в 1971 г. Авторы открытия – Трофимук А.А., Черский Н.В., Васильев В.Г., Макогон Ю.Ф., Требин Ф.А.

Установлено, что равновесные параметры образования и разложения гидратов в поровом пространстве отличаются от соответствующих параметров в свободном объёме и зависят от состава вмещающих пород, пористости, минерализации пластовой воды, кривизны поверхности раздела фаз, поэтому в инженерной практике равновесные условия образования гидратов определяют аппроксимацией экспериментальных данных преобразованными уравнениями Ван-дер-Ваальса-Платтью.

Двухфазная фильтрация подвижного газа и воды может происходить только в пустотах, заключенных между минеральными частицами (или их агрегатами) породы и кристаллами гидратов. Следовательно, фазовые проницаемости и капиллярное давление должны зависеть от насыщенности пористой среды водной и гидратной фазами. Для определения фильтрационных свойств используется два различных подхода. Согласно первому из них газовые гидраты ухудшают абсолютную проницаемость породы, а относительные фазовые проницаемости флюидов при течении газо-жидкостного потока в среде с переменной абсолютной проницаемостью зависят только от водонасыщенности и определяются с помощью общеизвестных уравнений. Второй подход предполагает, что гидратонасыщенность не влияет на абсолютную проницаемость, а относительные фазовые проницаемости и капиллярное давление зависят от эффективной водонасыщенности, которая в свою очередь является функцией от водо- и гидратонасыщенности. Таким образом, известные уравнения для определения относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления видоизменяются и позволяют описывать фильтрацию газа и воды в гидратонасыщенных средах.

В тексте диссертационной работе представлены примеры соответствия вышеописанных подходов по определению фазовых проницаемостей гидратонасыщенных пород результатам экспериментальных исследований по определению соответствующих параметров, проведенных независимо друг от друга норвежскими (Ersland G., Huseb J., Graue A., Kvamme B.) и японскими (Konno Y., Masuda Y., Sheu C.) специалистами. Таким образом, оба подхода могут использоваться при моделировании разработки месторождений газовых гидратов, однако для получения корректных результатов необходимо предварительное определение параметров, входящих в уравнения с помощью лабораторных экспериментов.

При проектировании разработки газовых месторождении обычно предполагается, что их пластовая температура не меняется. Однако, для газогидратных месторождений такой подход не может быть применим, так как процесс их разработки не является изотермичным. Этот факт доказывается с помощью численного эксперимента, целью которого является анализ температурного режима гипотетического участка пласта цилиндрической формы, ограниченного сверху и снизу непроницаемыми кровлей и подошвой. Предполагается, что латеральные размеры рассматриваемого участка пласта намного превосходят его толщину, поэтому горизонтальный теплоперенос не будет оказывать значительного влияния на температуру залежи в сравнение с вертикальным. Начальные температуры пласта, кровли и подошвы соответствуют геотермическому градиенту; начальное давление газовой фазы равно равновесному давлению гидратообразования метана при начальной температуре.

Для определения характера изменения термобарических условий пласта необходимо решить систему уравнений включающую в себя уравнения для определения давления, массы разложившегося гидрата, температуры, плотности теплового потока, газо-, водо-, и гидратонаысщенности.

Геометрические и термобарические параметры гипотетического участка пласта выбраны соответствующим своим значениям для Мессояхского газогидратного месторождения. Расчёт изменения основных показателей разработки проводится для пласта с двумя вариантами насыщенности: в первом случае пласт насыщен метаном, водой и метановым гидратом; во втором случае – только метаном и водой. Предполагается, что из пласта в течение первых 10 лет отбирается по 1% запасов свободного газа в год; в течение последующих 10 лет отбора газа не производится.

Получившийся в результате расчёта характер изменения термобарических параметров пласта для обоих случаев представлен на рисунке 1, для сравнения также представлены результаты расчётов в случае отсутствия вертикального теплопереноса.

Рисунок 1 Изменение давления и температуры для газогидратного и газового пласта с учётом вертикального теплопереноса (сплошные линии) и без учёта вертикального При отборе газа давление в гидратонасыщенном пласте снижается медленнее, чем в газонасыщенном, что связано с выделением газа при разложении поровых гидратов. В случае отсутствия теплопереноса разложение газовых гидратов происходите менее интенсивно (рисунок 2) и снижение давления практически совпадает с динамикой соответствующего показателя для газонасыщенного пласта.

Рисунок 2 Снижение гидратонасыщенности с учётом вертикального теплопереноса (сплошные линии) и без учёта вертикального теплопереноса (пунктирные линии) Температура гидратонасыщенного пласта в сравнение с газонасыщенным снижается намного быстрее. Охлаждение газонасыщенного пласта практически полностью компенсируется теплопереносом от окружающих его пород. Охлаждение гидратонасыщенного пласта связано с эндотермичностью процесса разложения порового гидрата, при этом снижение температуры залежи не может быть полностью компенсировано теплопереносом от окружающих пород (нижний график на рисунке 1). Таким образом, процесс истощения газовой залежи можно рассматривать, как изотермический, однако, процесс разработки газогидратной залежи таковым не является.

При прекращении отбора газа из газонасыщенного пласта его температура практически не отличается от начальной; дальнейший рост температуры за счёт теплообмена с окружающими породами приводит к незначительному увеличению пластового давления. Температура гидратонасыщенного пласта, при прекращении отбора из него газа, намного ниже своего начального значения, что приводит к достаточно интенсивному теплообмену с окружающими породами необходимому для восстановления геотермического градиента.

При этом энергия расходуется как на увеличение температуры пласта, так и на разложение поровых гидратов (рисунок 2).

Таким образом, при отборе газа из газогидратного месторождение происходит общее охлаждение залежи; при прекращении отбора происходит восстановление температуры, сопутствующее этому разложение природных газогидратов и увеличение давления свободного газа в залежи.

В третьей главе описываются открытые Российские и зарубежные месторождения природных газовых гидратов и их классификация. Лишь небольшая часть мировых ресурсов природных газогидратов подтверждена целенаправленным отбором гидратонасыщенных кернов; остальные ресурсы подтверждаются косвенно с помощью геофизических исследований. Чаще всего в качестве доказательства наличия гидратонасыщенных пластов выступают результаты геофизических исследований, позволяющие определить границу между гидратоносыщенными пластами и пластами, насыщенными свободным газом и водой.

К наиболее изученным залежам природных газовых гидратов относятся: Мессояхское газогидратное месторождение, расположенное в западной нефтегазовой провинции Российской Федерации с запасами порядка 40 млрд.м3 ; газогидратное месторождение Прудо-Бей на Северном Склоне Аляски в США, запасы газа в котором, по оценке геологической службы США, превышают 2.5 трлн.м3 ; месторождение Маллик, расположенное на северо-западе Канады в дельте реки Макензи, с запасами газа в гидратном состоянии 110 млрд.м3 ; группа газогидратных месторождений в Нанкайской впадине морского шельфа Японии с запасами порядка 12 трлн.м3. Газовые гидраты обнаружены также при разработке месторождений в Мексиканском и Бенгальском заливах, а также в Южно-китайском море.

Четвёртая глава посвящена моделированию процессов, происходящих при разработке газогидратных месторождений, основной целью которого является поиск оптимального сценария эксплуатации газогидратных пластов на различных этапах разработки.

Условно можно выделить три принципиально разных типа моделирования процессов разложения гидратов в пористой среде. К первому типу относятся модели, в которых разложение гидратов в пористых средах основывается на предположении, что декомпозиция происходит в некоторой узкой зоне. Второй тип предполагает объёмный характер разложения гидратов, основанный на балансовых соотношениях между средневзвешенными по залежи термобарическими параметрами. В моделях третьего типа в качестве замыкающего уравнения используются уравнения кинетики, связывающие количество выделавшегося газа из гидратов с изменением давления и температуры.

Наиболее трудоёмким этапом моделирования является сбор различных данных и оценка их достоверности. Если исходные данные представлены достаточно корректно, то расчётные показатели модели имеют такой же характер изменения, как и на самом месторождении, хотя полного сходства между ними может и не быть. Следующей важной задачей при моделировании месторождений является воспроизведение истории разработки, целью которого является создание модели, позволяющих прогнозировать поведение месторождения.

Автором создана методика математического моделирования и компьютерная программа, целью которой является определение показателей разработки газогидратных месторождений при заданных значениях отбора газа в месторождении с учетом вертикальной фильтрации идеального газа и пластовой воды, сопутствующего этому разложения или образования гидратов, приводящего к перераспределению температуры. Фильтрация газа и воды ограничена естественными флюидоупорами – кровлей и подошвой пласта. Разложение гидратов происходит как при понижении давления, так и при повышении температуры скелета породы, при этом предполагается, что температура на некотором расстоянии выше кровли и ниже подошвы остаётся постоянной. Основными показателями разработки в данной постановке являются пластовое давление в газовой и водной фазах, температура и насыщенности пор газовой, водной и гидратной фазами.

Для определения основных показателей разработки месторождение разбивается на цилиндрические блоки с одинаковым радиусом основания, модель включается в себя 2 непроницаемых блока и N b проницаемых блоков, суммарная толщина которых должна равняться максимальной толщине месторождения (рисунок 3).

Толщина блоков Рисунок 3 Аппроксимация месторождения цилиндрическими блоками В каждом блоке задаётся пористость m, выбираемая таким образом, что бы поровое пространство в каждом блоке соответствовало поровому пространству реального месторождения заключённого в определённом интервале глубин. Получившиеся пористые блоки далее насыщаются газом Sg под давлением pg, водой под давлением p w и гидратом Sh. В связи с развитой поверхностью контактов твёрдых (скелет породы, гидрат) и подвижных (газ, вода) фаз время полного теплообмена между ними намного меньше характерного времени рассматриваемой задачи, поэтому температуры всех фаз можно считать одинаковыми и равными температуре блока T.

Давление газовой фазы в каждом блоке определяется с помощью уравнения полученного в результате преобразования материального баланса газа в блоке:

Здесь pg0, pg, Sg, Sg0 - давление и насыщенность газовой фазы в блоке в начале и в конце расчётного периода; T, T0 - начальная и конечная температура блока; por - объём порового пространства; p, T - стандартные давление и температура; Vgcf, Vgcf - объём газа, перетёкшего из соседних блоM Dh g выделившегося при разложении гидратов в блоке или объём газа, перешедшего в связанное состояние при образовании гидрат в с.у.; M Dh - масса разложившегося гидрата; g - массовое содержание газа в гидрате; g - плотность газа в блоке в с.у.

Преобразование материального баланса для воды и гидрата позволяет получить формулы для определения водонасыщенности и гидратонасыщенности в блоке:

Здесь Sw, Sw0, Sh, Sh0 - водонасыщенность и гидратонасыщенность в блоке в начале и в конце расчётного периода; Vwcf, Vwcf - объём воды, переM Dw w тёкшей из соседних блоков; VDw = - объём воды выделившейся в реw зультате разложения гидрата, или объём воды перешедшей в связанное состояние при образовании гидрата; w - массовое содержание воды в гидрате;

w, h - плотность воды и гидрата; Shmax, Shmin - максимальное и минимальное значения гидратонасыщенности.

Масса разложившегося или образовавшегося гидрата определяется по формуле Ким-Бишного:

Здесь K d0 - константа внутренней диссоциации гидрата; E - энергия активации; h - молярная масса гидрата; A p - удельная площадь стенок пор;

pe ( T ) - равновесное давление гидратообразования при температуре T; t продолжительность временного отрезка.

Объёмы вертикальных перетоков газа и воды между соседними блоками определяются по формулам, полученным в результате преобразования закона Дарси для газа и воды:

Здесь k g, k w - средние по объёму вертикальные фазовые проницаемости блоков по газу и воде; g, w - вязкости газа и воды; g - средняя по объму блоков плотность газа в с.у.; A s - площадь контакта блоков; pgi, p wi давления газовой и водной фаз; L - расстояние между центрами блоков.

Давления в водной и газовой фазах отличаются на величину капиллярного давления, зависящего от гидратонасыщенности:

Здесь Srg - остаточная газонасыщенность; Siw - остаточная водонасыщенность, p 0 и - эмпирические коэффициенты.

Распределение температуры по блокам описывается уравнением теплопроводности:

Здесь s, cs - плотность и удельная массовая теплоёмкость скелета породы; - коэффициент теплопроводности; F - плотность теплового потока, которая определяется при преобразовании уравнения сохранения энергии:

Здесь c h, cg, c w - удельные массовые теплоёмкости гидрата, газа и воды; M Dg, M Dw - масса газа и воды, выделившихся при разложении газовых гидратов или перешедших в связанное состояние при их образовании; M gcf, M wcf - масса газа и воды перетёкших из соседних блоков; M Qg - масса отобранного газа.

Вышеприведённые уравнения позволяют однозначно определить изменения основных показателей разработки при известном отборе газа посредствам следующей итерационной схемы:

1. В нулевом приближении предполагается, что температура блоков не изменилась.

2. С помощью уравнений (1)-(8) определяются давление газовой и водной фаз в каждом блоке, массы разложившегося гидрата, выделившихся газа и воды и результирующие флюидонасыщенности.

3. С помощью уравнения (10) определяются плотности тепловых потоков в блоках.

4. С помощью решения уравнения теплопроводности (9) определяется распределение температур по блокам.

5. Пункты 2-5 повторяются до тех пор, пока разница между рассчитанными параметрами (давление, температура и флюидонасыщенности) в новой и предыдущей итерациях больше заданного параметра точности или пока количество итераций не достигнет заданного значения.

5.1. Если количество итераций достигло максимального значения, а условие сходимости не выполнено, то временной отрезок уменьшается в два раза и повторяются пункты 1-5.

5.2. Если условие сходимости выполнено, а количество итераций меньше максимального значения, то расчёт считается законченным.

Описанная выше задача реализована в компьютерной программе на языке MatLab. Полученная программа используется для проведения численного эксперимента, состоящего из трёх этапов: приведение модели в термодинамическое и капиллярно-гравитационное равновесие, корректировка результатов моделирования по фактической истории разработки рассматриваемого месторождения, определение динамики основных показателей разработки при различных сценариях доразработки месторождения.

В пятой главе приводятся исходные данные, результаты численного эксперимента, проведённого на примере Мессояхского газогидратного месторождения и их анализ. В предложенном варианте модели предполагается, что она состоит из семи проницаемых блоков, три из которых эмулируют газонасыщенную часть месторождения, а остальные – гидратонасыщенную шапку, и двух непроницаемых блоков, эмулирующих кровлю и подошву месторождения (рисунок 4).

Рисунок 4 Аппроксимация Мессояхского месторождения цилиндрическими блоками Начальное давление в блоках соответствует гидростатическому давлению на данной глубине; начальная температура – распределению пластовой температуры Мессояхского газогидратного месторождения. Так как фактическая информация о насыщенности порового пространства отсутствует, значения начальных сатураций подобраны вручную таким образом, чтобы выполнялись поставленные в предыдущей главе цели первых двух этапов численного эксперимента.

После приведения модели к термогидродинамическому и капиллярногравитационному равновесию среднее давление в газовой фазе составляет 7,69 МПа, запасы газа в модели - 41,3109 м3, из них 17,6109 м 3 - запасы газа в гидратном состоянии, что соответствует фактическим значениям на начало разработки Мессояхского газогидратного месторождения и позволяет перейти ко второму этапу численного эксперимента, направленному на адаптацию модели к истории разработки месторождения. В случае с Мессояхским газогидратным месторождением единственным параметром для согласования является пластовое давление, представленное в различных источниках. Рассчитанные значения пластового давления, полученные при годовых отборах газа, соответствующих фактическим значениям, представлены на рисунке 5;

для сравнения также приведёна динамика пластового давления для случая отсутствия в месторождении газовых гидратов и его разработки на газовом режиме.

Рисунок 5 Динамика годового отбора, рассчитанных и фактических значений Получившиеся при моделировании значения пластового давления в 77% случаев не отличаются от своих фактических значений более чем на 5%;

максимальная разница при этом достигает 12%. Данное различие связано с процессами, не учитывающимися в модели. Разложение гидратов происходило за счёт снижения давления, что, в свою очередь, вело к снижению температуры в месторождении. При консервации месторождения разложение гидратов происходило за счёт нагрева месторождения в результате процессов вертикального теплопереноса. За 43 года эксплуатации из месторождения отобрано 12,54109 м3, при этом запасы газа в свободном состоянии снизились на 3,66109 м3, запасы гидратного газа – на 8,88109 м3.

Адаптированная модель используется для реализации завершающей стадии численного эксперимента. Продолжительность прогнозируемого периода выбрана равной периоду эксплуатации месторождения, то есть 43 года.

Первого вариант направлен на анализ изменения основных показателей разработки при полной консервации месторождения. Получившееся изменение пластового давления представлено на рисунке 6.

Рисунок 6 Рассчитанное изменение пластового давления для случая При консервации месторождения давления за 43 года вырастет почти на 0,7 МПа, при отсутствии в нём газовых гидратов давление при нулевом отборе осталось бы практически неизменным. Рост пластового давления связан с выделением свободного газа при разложении поровых гидратов, вызванного вертикальным теплообменом.Суммарный объём газа при консервации останется неизменным и равным 28,8109 м3, при этом порядка 2,5109 м3 газа перейдёт из гидратного состояния в свободное. Разложение газогидратов будет происходить либо до тех пор, пока значение гидратонасыщенности месторождения не станет равным нулю, либо пока температура полностью не вернётся к своему начальному значению.

Характер изменения пластового давления при консервации месторождения позволяет сделать вывод, что возможна такая его эксплуатация, при которой давление останется неизменным. Рассчитанные при таком варианте доразработки годовые отборы представлены на рисунке 7.

Рисунок 7 Рассчитанный годовой отбор для случая (штрих-пунктирные линии – случай с консервацией месторождения) При отборах порядка 0,110 пластовое давление остаётся пракгод тически неизменным, то есть снижение давления связанное с истощением залежи полностью компенсируется выделением дополнительных объёмов газа при разложении поровых гидратов. Накопленная добыча, начиная с 2011 года, составит 4109 м3, при этом запасы гидратного газа снизятся на 4,55109 м3, а запасы свободного газа в месторождении увеличатся на 0,55109 м3. Это связано с тем, что часть энергии, привносимой в залежь в результате теплообмена с окружающими породами, тратиться на разложение гидратов, сопровождающееся увеличением порового пространства не занятого гидратом и водой. Поддерживать с помощью данного процесса давление на постоянном уровне можно будет до тех пор, пока не разложится весь гидрат, насыщающий поровое пространство.

Превышение объёма газа, выделившегося в результате разложения гидратов, над объёмом отобранного газа позволяется сделать вывод, что возможна такая эксплуатация месторождения, при которой запасы свободного газа в нём будут оставаться на одном уровне. Рассчитанные при таком варианте годовые отборы и пластовое давление представлены на рисунке 8.

Рисунок 8 Рассчитанный годовой отбор и изменение пластового давления для случая постоянных запасов свободного газа в месторождении (штрих-пунктирные линии – случай с консервацией месторождения, пунктирные линии – случай с постоянным пластовым давлением) При отборах порядка 0,1210, происходит незначительное снигод жение пластового давления на величину порядка 0,2 МПа. Накопленная с 2011 года добыча газа в данном случае составит 4,97109 м3, при этом запасы свободного газа останутся на уровне 20,1109 м3. Внутрипластовые процессы и ограничения, позволяющие проводить такой режим разработки, аналогичны случаю с постоянным пластовым давлением.

В результате проведённых вычислений в рамках первых двух этапов численного эксперимента получены исходные термобарические параметры и значения насыщенностей порового пространства, соответствующие своим фактическим значения на начало разработки Мессояхского газогидратного месторождения, при этом полученная динамика пластового давления на 77% совпадает с фактической. В рамках третьего этапа численного эксперимента предложены три варианта дальнейшей эксплуатации Мессояхского месторождения и проанализированы внутрипластовые процессы обуславливающее особенности режима истощения газогидратных месторождений и его отличия от традиционных месторождений углеводородов. Выбор конкретного варианта зависит от поставленных целей и технико-экономических условий разработки в период падающей добычи.

Основные выводы диссертационной работы 1. Установлена неизотермичность процесса эксплуатации газогидратных месторождений и влияние термобарических параметров на режим их разработки.

2. Предложена методика термогидродинамического моделирования процессов, происходящих при эксплуатации газогидратных месторождений, учитывающая разложения газовых гидратов в поровом пространстве при снижении пластового давления и/или повышении температуры, неизотермическую фильтрацию идеального газа и пластовой воды, теплообмен с породами, окружающими газогидратную залежь, целью которой является определение динамики таких основных показателей разработки, как пластовое давление, температура, газо-, водо- и гидратонасыщенности.

3. На основе разработанной методики реализована компьютерная программа, позволяющая исследовать внутрипластовые процессы, происходящих при эксплуатации газогидратных месторождений, проектировать и анализировать возможные варианты их разработки.

4. Созданная компьютерная программа использовалась для исследования разработки Мессояхского газогидратного месторождения и анализа возможных вариантов его дальнейшей эксплуатации. Установлено, что остаточные запасы газа в конце 2011 года составили 8,75 109 м3 гидратного и 20,05 109 м3 свободного газа. При анализе возможных сценариев дальнейшей разработки месторождения выявлены режимы эксплуатации, реализация которых возможна только для газогиратных залежей.

5. Предложенный метод решения поставленных задач позволяет корректировать результаты термогидродинамического моделирования по мере поступления нового фактического материала с рассматриваемого Мессояхского газогидратного месторождения, связанного с проводимыми на данный момент на нём геофизическими исследованиями, направленными на увеличение запасов месторождения и привлечения к разработке новых горизонтов.

Список основных работ, опубликованных по теме диссертации 1. Сухоносенко А.Л., Адзынова Ф.А. Научные основы разработки Мессояхского газогидратного месторождения // Труды Российского государственного университета нефти и газа И.М. Губкина – 2010, – №2, с. 39-47.

2. Басниев К.С., Сухоносенко А.Л. Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений // Газовая промышленность – 2010, – №1, с. 22Сухоносенко А.Л., Адзынова Ф.А. Мессояхское газогидратное месторождение // Газохимия – 2010, – №1.

4. Сухоносенко А.Л., Адзынова Ф.А. Материальный баланс газогидратного месторождения – М.: ВНИИГАЗ. Материалы II международной научно-практической конференции-выставки «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения», 2010.

5. Сухоносенко А.Л. Гидродинамическое моделирование газогидратного месторождения – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Материалы международной конференции «Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений», 2009.

6. Сухоносенко А.Л. Гидродинамическое моделирование Мессояхского газогидратного месторождения – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Тезисы докладов VIII всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», 2009.

Для заметок