Увеличение объемов газа способы увеличения

Изменение договорных объемов подачи газа

Для проведения изменений договорных объемов поставки газа по обращениям Потребителя, а именно: увеличение, уменьшение, перераспределение объемов по объектам, Потребитель направляет заявку в отдел документационного обеспечения ООО «Газпром межрегионгаз Саратов» (тел. 470-040, 470-041, факс 456-298).

Рассмотрение заявок на поставку газа в текущем году

Заявку на изменение объема поставки газа – необходимо направлять с разбивкой запрашиваемого объема по месяцам и газифицированным объектам.

Для однозначной идентификации газифицированного объекта в заявке указывается его название, код (согласно договору поставки газа) и точный адрес местонахождения объекта.

Направлять заявку необходимо согласно условиям договора до 15 числа месяца предшествующего поставке

После изменения договорных объемов ООО «Газпром межрегионгаз Саратов» направляет в адрес Потребителя:

• дополнительное соглашение к договору поставки газа в случае увеличения объемов поставки;
• факсограмму в случае уменьшения или перераспределения объемов поставки по месяцам и газифицированным объектам.

Поставщик вправе отказать Покупателю в изменении определенных настоящим договором объёмов поставки газа. Отказ должен быть аргументирован Поставщиком. Поставщик вправе не рассматривать заявки, поступившие позднее указанного срока

Рассмотрение заявок на поставку газа на последующие периоды (годы)

Заявку на поставку газа на период, следующий после окончания срока действия договора, Потребитель вправе направить за 11 месяцев до этого срока.

Надлежащим образом оформленная заявка о выделении объемов на последующий период принимается к сведению и в случае положительного рассмотрения доводится до Потребителя в виде договора поставки газа в период договорной кампании ООО «Газпром межрегионгаз Саратов».

Информацию по вопросам изменения объемов поставки газа можно узнать в Отделе режимов газоснабжения по тел. 470-044, 470-064, 456-228.

При формировании заявки отделения и участки ООО «Газпром межрегионгаз Саратов» оказывают содействие в ее оформлении.

© ООО «Газпром межрегионгаз Саратов», 2003 — 2021
Все права защищены. Информация, размещенная на сайте, охраняется в соответствии с законодательством РФ

Центральный офис
410012, Саратовская область,
г.Саратов, ул.им Горького А.М., д.41
Телефон/факс (8452) 45-62-31 / 45-62-98

Отделение по г.Саратову и Саратовскому району
410012, Саратовская область, г.Саратов,
ул.им Горького А.М., д.41, вход с ул. Б.Казачья.
Телефон 8 800 234-10-04 (бесплатный)
(8452) 47-00-47 (многоканальный)

Источник

Закачка жирного газа с целью увеличения нефтеотдачи

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 — № 2(12). – С. 25-29

Н.Г. Главнов, М.В. Вершинина, А.В. Пенигин, Д.О. Прокофьев
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Д.Ю. Баженов, А.Н. Шорохов, И.Р. Гарипов
ООО «Газпромнефть-Ямал»
P.L. McGuire
Subsurface Consultants & Associates, USA, Houston

Ключевые слова: смешивающееся вытеснение, закачка газа, коэффициент извлечения нефти (КИН), третичные методы

Технология смешивающегося вытеснения нефти газом позволяет увеличить текущую добычу и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), а также максимально эффективно использовать легкие компоненты нефтяного газа. Рассматриваемое нефтяное месторождение включает несколько резервуаров с нефтяной оторочкой. Основная цель стратегии его разработки заключается в максимально эффективном использовании всех имеющихся ресурсов углеводородов. Установка комплексной подготовки газа (УКПГ) предназначена для выделения стабилизированного конденсата из нефтяного газа и его смешения с нефтью с целью получения дополнительной прибыли. Сухой газ закачивается в газовые шапки резервуаров с целью поддержания пластового давления. Другим продуктом УКПГ являются фракции , которые можно подавать в смеси с сухим газом и/или закачивать их в оторочку для смешения и получения дополнительных добычи и увеличения КИН. Вначале была создана и настроена модель , далее выполнены дизайн и моделирование лабораторного исследования для установления условий смешения (оптимальной жирности газа). Получив результаты лабораторных экспериментов и, используя программное обеспечение для композиционного моделирования, исследованы стратегии закачки и режимы разработки. Потенциальные объекты для закачки были ранжированы и выбраны наиболее перспективные. Для определения оптимального расположения нагнетательных скважин проанализирована работа текущих и планируемых элементов разработки на месторождении. Созданы интегрированные модели для учета составов и объемов закачиваемого и добываемого газов. Такие модели позволили также отследить «узкие» места в добывающей инфраструктуре и оценить их влияние на УКПГ.

EOR miscible gas injection

PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 2(12), pp. 25-29

N.G. Glavnov, M.V. Vershinina, A.V. Penigin, D.O. Prokofev
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
D.Y. Bazhenov, A.N. Shorokhov, I.R. Garipov
Gazpromneft-Yamal LLC, RF, Tyumen
P.L. McGuire
Subsurface Consultants & Associates LLC, USA, Houston

Keywords: miscible, EOR, injection

Across company’s portfolio of technological projects an especial place is reserved for gas technologies and miscible flooding is one of them. It allows to increase current production and overall recovery factor but also helps utilize light gas components which otherwise would be flamed or sold without extra value. The oil field under consideration includes several oil rim reservoirs. The main consideration behind its development strategy was to use all available resources as efficient as possible. The gas plant is designed to produce stabilized NGL from associated gas and mix it with oil to gain extra value from increased volume and lightness. Lean gas is injected into gas caps. The other product is C₂-C₄ which could be sold with lean gas or put to good use and be injected in oil rim to displace oil in a miscible way. At the beginning PVT model was designed and MME was evaluated. Having results from actual lab experiments and compositional simulation software available optimal composition of injection fluids and pressure regimes were investigated. Reservoirs were ranked and most prominent chosen. Current and planned patterns of oilfields were studied for best injector location. Integrated models were built to monitor and predict produced and injected gas compositions and volumes. In addition they allowed watching for bottle-necks in production network, cryogenic plant, gas facilities and calculation of recycling volume.

Введение

Рассматриваемое месторождение расположено на п-ве Ямал в регионе с неразвитой транспортной инфраструктурой. Промышленная разработка месторождения ведется с 2016 г.

В его разрезе выделяется 20 объектов разработки, 5 из них содержат 90 % начальных извлекаемых запасов (НИЗ) нефти и относятся к основным. Залежи нефти представлены оторочками краевого и подстилающего типов с массивной газовой шапкой.

Общий объем добываемого нефтяного газа складывается из растворенного и прорывного газов газовой шапки. Компонентный состав газа был исследован на девяти пробах, по результатам количественного химического анализа содержание «жирных» компонентов С2-С4 варьируется в зависимости от изменения пластового давления и объекта разработки: в прорывном газе газовой шапки оно составляет 5-7 %, в растворенном – 8-21 %. В рамках проектного решения по эффективному использованию газа реализуется стратегия обратной закачки нефтяного газа в газовые шапки пластов, за счет которой достигается поддержание пластового давления и увеличение добычи нефти из скважин, пробуренных в нефтяной оторочке. Подготовленный газ, в основном состоящий из метана (>90 %), после осушки и отведения компрессата поступает в линию для закачки.

В составе подготовленного газа также присутствуют легкие углеводородные компоненты С2-С4, наличие которых влияет на растворение газа в нефти в пластовых условиях. При относительно небольших затратах на модификацию системы комплексной подготовки газа по сравнению с прогнозируемым эффектом эти компоненты могут быть выделены в отдельный поток с целью получения обогащенного газа и возможности организации смешивающегося вытеснения.

В процессе разработки месторождения меняется как фактический газовый фактор, так и состав добываемого газа. Принимая во внимание текущую оценку профиля добычи газа при пиковой добыче и накопленном ее объеме добычи, можно сделать вывод, что добываемого количества компонентов С2-С4 будет недостаточно для организации закачки в смешивающемся режиме во все резервуары или даже для полного обеспечения одного.

Еще одним важным фактором являются технологические ограничения текущего проекта установки комплексной подготовки газа (УКПГ), позволяющие построить установку с коэффициентом извлечения лишь около 50 % общего объемного содержания компонентов С2-С4. С целью оптимизации использования ресурса легких компонентов решались две задачи:

1. увеличение объема закачиваемого агента путем смешения потока с установки стабилизации конденсата с некоторым объемом сухого газа при сохранении условия смешиваемости;
2. выбор объекта и скважин для закачки с наименьшим удельным расходом газа на единицу дополнительной добычи нефти.

Выбор пластов-кандидатов для закачки газа

При выборе потенциальных пластов для закачки газа рассматривались все пять основных объектов разработки по нескольким критериям:

1. потенциальные геологические объемы запасов для воздействия;
2. эффективность вытеснения;
3. проектная стратегия воздействия на пласт (закачка газа и воды).

Первый критерий определяется нефтенасыщенной толщиной нефтяной оторочки, пористостью, остаточной нефтенасыщенностью и плотностью сформированной или проектной сетки скважин. Все эти параметры определяют дренируемый поровый объем, занятый нефтью после стадии истощения или заводнения.

Второй критерий связан с неоднородностью порового пространства и выдержанности коллектора в разрезе. Высокая однородность пласта-коллектора позволяет добиться равномерного фронта вытеснения нефти газом, что увеличивает коэффициент охвата и коэффициент извлечения нефти (КИН). Для описания и оцифровки параметров неоднородности использовались коэффициент ДикстраПарсонса и расчлененность.

Утвержденная проектная стратегия воздействия определяет возможность реализации на объекте водогазового воздействия (ВГВ), что позволяет увеличить площадь воздействия технологией при фиксированных ресурсах газа и потенциально повысить удельную эффективность технологии. Рассмотренные параметры представлены в табл. 1.

По результатам анализа оптимальными кандидатами для закачки газа являются пласты II, IV, которые характеризуются максимальной однородностью по проницаемости среди объектов и низкой расчлененностью. Пласт V также был выделен для дальнейшей детальной проработки, поскольку существует возможность реализации ВГВ и значительных геологических запасов.

Определение оптимального состава закачиваемого агента

Закачка вытесняющего агента происходит продолжительное время до момента, когда по данным добывающей скважины можно однозначно определить достигнуто ли смешивающееся вытеснение, поскольку после начала закачки в случае ошибки уже невозможно изменить состав закачиваемого агента. Это связано с тем, что поровое пространство, заполненное фильтрующимся несмешивающимся газом, представляет собой высокопроницаемый канал, по которому будет фильтроваться следующая уже смешивающаяся пачка агента, не контактирующая с основными запасами нефти. Следовательно, в объеме пласта останется «потерянная» для этой технологии нефть. В связи с указанным для достижения смешения важно обеспечить корректный состав агента, который подбирается с учетом пластового давления pпл в районе закачки. С целью определения условий смешения проведен эксперимент на тонкой трубке (slim-tube MME [1]) на образце нефти объекта II при постоянном давлении 18 МПа и разных составах закачиваемого газа путем прокачки 1,2 порового объема. С учетом технологии подготовки закачиваемого агента на месторождении составы газа выбраны с мольным содержанием метана, отличающимся на 5 % (рис. 1).

рис. 1. Результаты slim-tube MME (шифр кривых Квыт – коэффициент вытеснения)

После проведения четырех экспериментов и получения точки смешения принято решение о выполнении пятого эксперимента при давлении выше на 4 МПа и с более сухим агентом для получения результата с целью более точной настройки PVT-модели.

Из рис. 1 видно, что при пластовом давлении 18 МПа и 65%-ном содержании метана в вытесняющем агенте (остальные компоненты – это C₂-C₄, а также десятые доли более тяжелых веществ) достигнутый коэффициент вытеснения находится на границе зоны смешения, следовательно, это содержание метана является максимальным. Из-за ограниченности ресурса C₂-C₄ при уменьшении доли метана будет сокращаться общий доступный объем закачиваемого агента, однако дополнительного эффекта (с точки зрения смешения) от этого не ожидается, так как газ и нефть уже находятся в зоне смешения, а значит, снизится дополнительная добыча нефти.

Расчеты на полномасштабной композиционной гидродинамической модели

Для достижения максимальной эффективности проекта необходимо добиться эффективного распределения газа по объектам и скважинам.

Для этого по трем рассматриваем объектам месторождения построены композиционные 3D гидродинамические модели (ГДМ), проведена настройка на фактические показатели разработки по нефти и газу. Далее была проведена оценка зон месторождения по геологическим и петрофизическим параметрам и из самых перспективных выбрано несколько представительных секторов. Оцененные по расчетам на этих участках уровни эффективности, рассчитанные как отношение количества закачанного газа к количеству добытой дополнительной нефти, средние значения приемистости нагнетательных скважин и показатели эффективности по выполненным в мире проектам приведены в табл. 2.

Результаты моделирования подтверждаются мировым опытом проектов по закачке газа в смешивающемся режиме [2]. Для выбора резервуара под закачку агента учтена эффективность в пластах II и IV,превышающая показатель эффективности в пласте V, кроме того, более высокая приемистость скважин этих резервуаров дает возможность снизить число газонагнетательных скважин.

Для дальнейшего сужения выбора до одного объекта закачки смоделированы варианты с разной датой начала закачки. В настоящее время начало закачки планируется на 2021 г., при этом существенные дополнительные объемы газа, а следовательно, и ресурса компонентов С2-С4, с соседних месторождений ожидаются между 2023 и 2025 г. При переносе даты начала закачки на более поздний срок для пласта II (рис. 2) дополнительная добыча (по сравнению с базовым случаем истощения) и дебит снижаются существенно относительно 2021 г. Газ газовой шапки распространяется в оторочке вследствие отборов добывающих скважин, приводя к появлению высокопроницаемых для газа каналов и отключению скважин из-за высокого газового фактора. Это приводит к исключению рядов скважин из зоны воздействия агентом смешивающегося вытеснения и уменьшению дополнительной добычи, а значит, и снижению КИН. В то же время для пласта IV также наблюдается падение дебита, но практически не наблюдается уменьшение дополнительной добычи, что объясняется отсутствием распространенной газовой шапки в резервуаре, а также введением системы поддержания пластового давления водой в начале разработки. Таким образом, к закачке агента в пласт IV можно вернуться позже.

рис. 2. Добыча нефти в зависимости от года начала закачки в пласт II (а) и IV (б) (НИЗ – начальные извлекаемые запасы)

Анализ процесса закачки агента в разные скважины паттерна показал, что в 90 % случаев закачка под газонефтяной контакт дала лучшие результаты, однако результат зависит от локальной проводки скважины и интенсивности продвижения газовой шапки к скважинам. По итогам многовариантного композиционного моделирования для пласта II составлена карта эффективности закачки (рис. 3). Согласно этой карте лучшим для закачки является куст № 4, сочетающий максимальную эффективность, наибольшие запасы нефти и наиболее близкое расположение к УКПГ, что уменьшает капитальные вложения в прокладку трубопровода. Для расчета стратегии разработки использовалась интегрированная с системой сбора продукции ГДМ, в которой был учтен рецикл газа закачки и его процессинг на УКПГ. По результатам расчетов потенциальный прирост добычи относительно базовой может достигать от 2,5 до 6,5 млн т нефти по многовариантному моделированию, КИН в зоне воздействия увеличивается от 32 до 41-53 %, при этом даже минимальная граница соответствует PIпроекта в несколько единиц.

рис. 3. Карта эффективности закачки газа

Инфраструктура

Основными объектами инфраструктуры закачки станут УКПГ, трубопровод для транспортировки вытесняющего агента до куста, скважинная обвязка. На УКПГ происходят компримирование нефтяного газа, дальнейшее снижение давления на турбодетандерном агрегате (ТДА) со снижением температуры до -55 °C, стабилизация конденсата, который затем смешивается с нефтью, и получение фракций С2-С4. С целью повышения коэффициента извлечения С2-С4 из нефтяного газа проработаны три варианта модификации УКПГ: перераспределение газа на смешение с потоком C₂-C₄ с первой ступени сепарации вместо смешения с сухим отбензиненным газом, с последней вакуумной ступени сепарации; уменьшение температуры на ТДА. Первые две опции обеспечивают прирост соответственно 6 и 1 % к объему закачиваемого агента, последняя опция – на 35 % при снижении температуры после ТДА ниже -55 °C, что является рентабельным при текущей оценке экономики проекта. Установку с данной температурой решено рассмотреть для возможного использования после 2021 г. для объемов газа, поступающего с других месторождений.

В настоящее время выполняется проектирование надземного теплоизолированного трубопровода для транспортировки агента от УКПГ до выбранного куста длиной несколько километров. Кроме того, рассматривается переоборудование обвязки трех добывающих скважин с целью их перевода под нагнетание.

Дополнительные исследования

Для качественного моделирования процессов взаимодействия газа с нефтью необходимо проведение эксперимента по набухаемости нефти (swelling-test). Результаты данного эксперимента имеют первостепенное значение для качественной настройки уравнения состояния. В ходе исследования фиксируется объемное расширение нефти при растворении в ней закачиваемого газа, изменение давления насыщения, снижение плотности и вязкости нефти. Контрольной точкой эксперимента является определение констант равновесия двухфазной околокритической смеси.

Программа экспериментов также включает исследования содержания асфальтосмолопарафиновых соединений в нефти и динамики их выпадения при взаимодействии нефти с газом, позволяющие оценить риски кольматации зоны воздействия закачиваемого агента.

Потенциал для роста

В базовом варианте предусматривается подготовка вытесняющего агента из нефтяного и природного газов исследуемого месторождения. Однако по мере увеличения ресурсной базы в регионе технически возможно использование газа новых месторождений для извлечения фракций С2-C4 с последующим применением в рамках технологии смешивающегося вытеснения на рассматриваемом месторождении. Следующая фаза проекта предполагает привлечение объема компонентов C₂-C₄, составляющего 60 % от имеющегося в первой фазе. Этого количества достаточно для получения дополнительной добычи нефти от 2 до 3,9 млн т для следующего с точки зрения потенциала пласта IV.

Выводы

1. На изучаемом месторождении возможно достижение условий смешения нефти и газа. Данная технология является экономически рентабельной.
2. На основе проведенных лабораторных исследований подобраны составы закачиваемых агентов для выполнения условий смешения и эффективного использования ограниченного ресурса .
3. Выбраны инфраструктурные решения; для дальнейшего увеличения объемов закачки жирного газа запланирована модернизация. 4. Прирост КИН и эффективность закачки агента находятся на уровне показателей мировых проектов.

Список литературы

1. Физическое моделирование режимов газового воздействия на нефтегазоконденсатных месторождениях Восточной Сибири / И.В. Сабанчин, Р.В. Титов, А.М. Петраков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 6. –C . 92-96.
2. Review of BP’s Global Gas Injection Projects / Bh. Jhaveri , J. Brodie [et al.] // SPE-171780-MS. – 2014.

Reference

1. Sabanchin I.V., Titov R.V., Petrakov A.M. et al., Physical simulation of gas injection at oil-gas-condensate fields of Eastern Siberia (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 6, pp. 92-96.
2. Jhaveri B., Brodie J. et al., Review of BP’s global gas injection projects, SPE 171780-MS, 2014.

Ссылка на статью в русскоязычных источниках:

The reference to this article in English is:

N.G. Glavnov, M.V. Vershinina, A.V. Penigin, D.O. Prokofev, D.Y. Bazhenov, A.N. Shorokhov, I.R. Garipov, P.L. McGuire. EOR miscible gas injection (In Russ.), PRONEFT». Professional’no o nefti, 2019, no. 2(12), pp. 25-29.

Н.Г. Главнов, М.В. Вершинина, А.В. Пенигин, Д.О. Прокофьев

Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Д.Ю. Баженов, А.Н. Шорохов, И.Р. Гарипов

Subsurface Consultants & Associates, USA, Houston

Источник