Способ определения герметичности подземных хранилищ газа

Способ определения герметичности подземных хранилищ газа

Реферат

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) с газовым режимом.

Известен гидрогеохимический способ определения межпластовых перетоков газа на газовых месторождениях (Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. - М.: Недра, 1966, с. 79-88), в котором в стадии разведки месторождения определяют постоянный гидрогеохимический фон по всему вертикальному разрезу. Затем накапливаемые данные о гидрогеохимической обстановке исследуемых интервалов разреза сопоставляют с естественным фоном месторождения и определяют тенденции намечающихся изменений на том или ином участке. Недостатком данного способа является сложность его выполнения, обусловленная необходимостью исследования начального гидрогеохимического фона до закачки газа в хранилище. Кроме того, применение указанного способа на ПХГ связано со значительными затратами на бурение контрольных скважин, т.к. гидрогеохимические исследования необходимо проводить в специально пробуренных контрольных скважинах, расположенных в контуре газовой залежи, а пробы воды необходимо отбирать в хорошо изолированных скважинах, сохраняя пластовые условия (температуру и давление), что приводит к ошибкам при определении герметичности ПХГ.

Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ исследования динамических процессов газовой среды ПХГ (патент РФ №2167288, E21B 47/00, опубл. 20.05.2001), включающий введение в пласт через разные нагнетательные скважины индикаторов в газовом носителе, отбор проб газа из добывающих скважин и определение концентраций индикаторов во времени в продукции добывающих скважин. В период максимального давления газа выбирают центральные нагнетательные скважины, расположенные в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, исходя из системы расположения добывающих скважин по площади, при этом используют индикаторы нескольких цветов, а закачивают индикатор одного цвета в виде газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности 0,5-0,6 мкм, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества в расчетном количестве. В период снижения давления до минимальной средневзвешенной по площади величине одновременно отбирают пробы газа из добывающих скважин, расположенных в одном или нескольких эксплуатационных горизонтах, и определяют изменения во времени концентрации индикаторов каждого цвета и объемной скорости газа всех добывающих скважин, находят суммарное количество индикатора каждого цвета, поступившего в каждую добывающую скважину, по заданной формуле. Строят карты и по величине долей мигрирующего газа выявляют направления внутрипластовых и межпластовых перетоков и оконтуривают газодинамически различные зоны. Недостатком известного способа является необходимость проведения идентификации индикаторов по пяти параметрам, что усложняет реализацию способа и снижает достоверность исследования динамических процессов газовой среды.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа определения герметичности ПХГ с газовым режимом, позволяющего своевременно определять утечки газа из ПХГ на протяжении всего периода эксплуатации.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе определения герметичности ПХГ осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт до достижения величины пластового давления, не превышающего максимально допустимого проектного значения, с последующим отбором газа до достижения величины пластового давления не ниже минимально допустимого проектного значения. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов. При этом в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление ( P t ф ) и объем отбора (или закачки) газа, затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в подземном хранилище газа ( P t Р ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа из соотношения

Ω o P t P / Z t − Ω o P o / Z o = ∫ 0 t q t d t ,       (1)

где Ω_o - газонасыщенный поровый объем ПХГ,

Р_o - начальное пластовое давление,

P t P - расчетное пластовое давление на момент времени t,

Z_o - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,

Z_t - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,

q_t - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t;

и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа из соотношения

Ω o P t P / Z t − Ω o P o / Z o = ∫ 0 t q t d t − C y ∫ 0 t P t P Z t d t ,      (2)

где С_у - коэффициент пропорциональности утечки газа.

Затем определяют функцию (F) как среднеарифметическое значение отклонений ( P t Р ) от ( P t ф ) , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа

F = 1 n ∑ i = 1 n | ( P t i P − P t i Ф ) | ,      (3)

где n - количество замеров пластового давления,

i - порядковый номер замера пластового давления;

и функцию (F_y) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа

F y = 1 n ∑ i = 1 n | ( P t i P − P t i Ф ) | ,      (4)

и при выполнении неравенства F_y<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище.

При эксплуатации ПХГ утечки газа в основном фиксируют на позднем этапе их развития, то есть при проявлении газа на поверхности и загазованности контрольных горизонтов, что осложняет дальнейшие поиски конкретной причины утечки газа и может привести к серьезным осложнениям при эксплуатации ПХГ.

Для ПХГ изменение объема газа в пласте во времени определяют из уравнения

dV_t/dt=q_t (5)

где V_t - объем газа в пласте в момент времени t;

t - время;

q_t - объем отбора (или закачки) газа в единицу времени t.

Переходя к интегральному виду, получаем

∫ 0 t d V t = ∫ 0 t q t d t      (6)

V t − V o = ∫ 0 t q t d t ,      (7)

где V_o- объем газа в начальный момент времени.

Из уравнения материального баланса (Закиров С.Н. «Проектирование и разработка газовых месторождений». - М.: Недра, 1974 г., с. 28-35) известно

V_t=Ω_tP_t/Z_t, (8)

где Ω_t - газонасыщенный поровый объем пласта в момент времени t;

Р_t - пластовое давление газа в момент времени t;

Z_t - коэффициент сверхсжимаемости газа в момент времени t.

Уравнение (3) для ПХГ с газовым режимом примет вид

Ω 0 P t Z t − Ω o P o Z o = ∫ o t q t d t       (9)

Коэффициент сверхсжимаемости (Z) зависит от состава газа, температуры, давления и является справочным показателем (Требин Ф.А. «Добыча природного газа». - М.: Недра, 1976 г., с. 78-85). Значения Z можно с высокой точностью аппроксимировать полиномом вида

Z_t=a P t 2 -bP_t+c, (10)

где а, b, с - коэффициенты полинома.

Таким образом, режим эксплуатации ПХГ с газовым режимом описывают через измеряемые параметры отбора (закачки) газа и пластового давления следующей системой уравнений

{ Ω o P t Z t − Ω o P o Z o = ∫ 0 t q t d t Z t = a P t 2 − b P t + c           (11) Z 0 = a P 0 2 − b P 0 + c

При нарушении герметичности (наличии перетока газа), т.е. для режима эксплуатации ПХГ с утечками газа уравнение (5) примет вид

dV_t/dt=q_t- q t y , (12)

где q t y - дебит утечки газа из ПХГ в единицу времени t.

Дебит утечки газа из ПХГ можно описать уравнением вида (Закиров С.Н. «Проектирование и разработка газовых месторождений». - М.: Недра, 1974 г., с. 220-226)

Q y = C y ∫ 0 t P t Z t d t ,      (13)

где С_у - коэффициент утечки газа.

Тогда для эксплуатации ПХГ с утечками газа уравнение имеет вид

Ω o P t / Z t − Ω o P o / Z o = ∫ 0 t q t d t − C y ∫ 0 t P t Z t d t      (14)

Для расчета пластового давления ( P t Р ) эксплуатацию ПХГ с газовым режимом можно описать системой уравнений

- без утечек газа

{ Ω o P t p Z t − Ω o P o Z o = ∫ 0 t q t d t Z t = a P t 2 − b P t + c           (15) Z 0 = a P 0 2 − b P 0 + c

- с утечками газа

{ Ω o P t p Z t − Ω o P o Z o = ∫ 0 t q t d t − C y ∫ 0 t P t p Z t d t Z t = a P t 2 − b P t + c                     (16) Z 0 = a P 0 2 − b P 0 + c

Для оценки отклонения расчетного пластового давления ( P t Р ) от фактического ( P t ф ) используют функцию (F), полученную в результате решения систем уравнений (15) и (16), относительно пластового давления ( P t Р )

F = 1 n ∑ i = 1 n | ( P t i P − P t i Ф ) |       (17)

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе эксплуатации ПХГ с газовым режимом осуществляют циклическое воздействие на продуктивный пласт. В каждом цикле через эксплуатационные скважины проводят закачку газа в продуктивный пласт с последующим отбором газа. Закачку газа проводят до достижения пластового давления в ПХГ, не превышающего максимально допустимого проектного значения. Отбор газа проводят до достижения пластового давления не ниже минимально допустимого проектного значения. Циклическое воздействие на продуктивный пласт осуществляют в течение не менее 10 циклов. В течение каждого цикла раз в сутки замеряют текущее пластовое давление и объем закачки (отбора) газа. Затем рассчитывают давление в ПХГ ( P t Р ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа по формулам (1) и (2). После чего вычисляют функцию (F), характеризующую режим эксплуатации ПХГ без утечек газа по формуле (3) и с утечками газа (F_y) по формуле (4). Выполняют сравнение значений (F) и (F_y). Если F_y<F, делают вывод о наличии утечек газа в ПХГ, т.е. о нарушении герметичности хранилища.

Предлагаемым способом было исследовано Калужское ПХГ. Полученные в процессе исследования замеренные значения пластового давления и объема закачки (отбора) газа, а также расчетные значения пластовых давлений приведены в таблице.

По результатам сравнения измеренных и расчетных параметров был сделан вывод о наличии утечек газа в указанном ПХГ (F_y=6,19, F=8,08, т.е. F_y<F).

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить надежность и безопасность эксплуатации ПХГ за счет упрощения контроля герметичности, а также за счет повышения достоверности определения герметичности.

Таблица
Способ определения герметичности подземных хранилищ газа
Замеряемые параметры (фактические данные)	Расчетные параметры (газовый режим)	Расчетные параметры (газовыйрежим с утечкой газа)
№замера	Закачка/Отбор(-),млн м3	Давление замеренное, ( P t ф ) ,Па	Давление ( P t Р ) , Па	( P t Р ) - ( P t ф ) , Па	Давление ( P t Р ) , Па	( P t Р ) - ( P t ф ) , Па
1	2	3	4	5	6	7
1	0	55,4	55,4	0	55,4	0
2	52,8	72,6	60,8	11,8	63,3	9,3
3	115,9	96,3	72,5	23,8	80,7	15,6
4	72,7	106,4	79,8	26,6	91,7	14,7
5	55,7	114,1	85,4	28,7	100,2	13,9
6	22,3	114,8	87,7	27,1	103,4	11,4
7	15,3	113,1	89,2	23,9	105,6	7,5
8	11,6	113,1	90,4	22,7	107,2	5,9
9	-80,0	92,1	82,3	9,8	93,3	1,2
10	-116,4	78,0	70,6	7,4	75,2	2,8
11	-8,7	80,1	69,7	10,4	73,7	6,4
12	81,4	97,4	77,9	19,5	85,9	11,5
13	77,1	109,2	85,7	23,5	97,6	11,6
14	55,0	114,7	91,3	23,4	106,2	8,5
15	30,2	115,1	94,4	20,7	110,8	4,3
16	17,8	113,5	96,3	17,2	113,5	0
17	17,1	113,5	98,1	15,4	116,1	2,6
18	4,9	111,4	98,6	12,8	116,5	5,1
19	-74,0	95,1	90,9	4,2	102,5	7,4
20	-133,3	75,2	77,4	2,2	81,4	6,2

1	2	3	4	5	6	7
21	-104,0	62,9	66,9	4,0	65,4	2,5
22	65,6	85,2	73,5	11,7	75,0	10,2
23	75,6	98,5	81,1	17,4	86,3	12,2
24	55,5	103,9	86,7	17,2	94,6	9,3
25	47,9	111,4	91,6	19,8	102	9,4
26	3,6	109,8	92,0	17,8	102,2	7,6
27	-1,3	107,5	91,9	15,6	101,7	5,8
28	-12,4	105,2	90,6	14,6	99,4	5,8
29	-104,8	86,8	79,9	6,9	82,8	4,0
30	-90,1	73,5	70,9	2,6	68,9	4,6
31	-47,7	68,4	66,1	2,3	61,5	6,9
32	44,6	85,7	70,6	15,1	68,1	17,6
33	84,6	98,6	79,1	19,5	80,7	17,9
34	72,7	109,4	86,4	23,0	91,6	17,8
35	44,6	111,7	91	20,7	98,4	13,3
36	40,1	112,8	95,2	17,6	104,5	8,3
37	22,3	112,8	97,5	15,3	107,8	5,0
38	-31,3	103,3	94,2	9,1	102,4	0,9
39	-153,3	74,8	78,6	3,8	77,6	2,8
40	-144,2	53,0	64,1	11,1	55,5	2,5
41	78,0	80,3	71,9	8,4	67,1	13,2
42	97,3	97,6	81,7	15,9	81,7	15,9
43	65,9	104,6	88,4	16,2	91,5	13,1
44	60,8	110,0	94,7	15,3	100,9	9,1
45	53,2	113,3	100,3	13,0	109,2	4,1
46	20,9	113,8	102,5	11,3	112,4	1,4
47	-5,5	104,1	101,9	2,2	110,7	6,6
48	-13,5	96,9	100,5	3,6	108,1	11,2

1	2	3	4	5	6	7
49	-32,1	96,9	97,1	0,2	102,5	5,6
50	-117,9	82,4	84,9	2,5	83,7	1,3
51	-126,1	63,1	72,2	9,1	64,3	1,2
52	101,5	89,0	82,4	6,6	79,4	9,6
53	103,9	104,1	93,1	11,0	95,1	9,0
54	72,6	110,0	100,7	9,3	106,5	3,5
55	29,8	110,5	103,9	6,6	111,1	0,6
56	9,4	109,4	104,9	4,5	112,3	2,9
57	-214	73,4	82,6	9,2	76,8	3,4
58	-99,4	59,4	72,6	13,2	61,5	2,1
59	76,2	77,8	80,3	2,5	72,9	4,9
60	127,4	97,6	93,3	4,3	92,1	5,5
61	88,2	108,2	102,6	5,6	105,9	2,3
61	45,6	110,9	107,5	3,4	113,2	2,3
63	-228,0	69,5	83,6	14,1	74,7	5,2
64	-118,9	53,4	71,7	18,3	56,5	3,1
65	56,0	66,3	77,3	11,0	64,9	1,4
66	106,2	91,0	88,0	3,0	80,8	10,2
67	105,4	108,4	99,0	9,4	96,8	11,6
68	64,7	113,5	105,9	7,6	107,0	6,5
69	29,3	113,8	109,2	4,6	111,5	2,3
70	-41,0	99,6	104,7	5,1	103,2	3,6
71	-47,0	92,7	99,6	6,9	95,4	2,7
72	-61,0	84,6	93,2	8,6	85,4	0,8
73	28,0	85,7	96,1	10,4	89,4	3,7
74	20,0	94,2	98,2	4,0	92,3	1,9
75	37,3	98,5	102,2	3,7	97,6	0,9
76	47,1	104,6	107,3	2,7	104,8	0,2

1	2	3	4	5	6	7
77	37,9	108,7	111,5	2,8	110,8	2,1
78	1,6	107,1	111,7	4,6	110,7	3,6
79	-71,5	95,2	103,8	8,6	98,6	3,4
80	-19,6	96,4	101,7	5,3	95,2	1,2
81	-41,7	89,0	97,3	8,3	88,5	0,5
82	-77,4	78,1	89,3	11,2	76,4	1,7
83	-1,8	78,1	89,1	11,0	75,9	2,2
84	22,0	88,9	91,4	2,5	78,8	10,1
85	54,9	96,4	97,1	0,7	86,8	9,6
86	50,7	101,7	102,4	0,7	94,4	7,3
87	61,9	109,2	109,2	0	103,9	5,3
88	36,1	112,5	113,3	0,8	109,6	2,9
89	-6,2	104,8	112,6	7,8	107,8	3,0
90	-69,5	94,2	104,9	10,7	96,2	2,0
91	-89,5	79,2	95,3	16,1	82,1	2,9
92	-73,8	67,4	87,7	20,3	70,7	3,3
93	-47,3	61,0	82,9	21,9	63,3	2,3
94	6,8	68,4	83,6	15,2	64,0	4,4
95	90,0	88,9	92,8	3,9	77,5	11,4
96	102,9	106,2	103,7	2,5	93,0	13,2
97	71,1	111,2	111,5	0,3	104,1	7,1
98	37,1	111,6	115,7	4,1	109,8	1,8
99	-62,9	96,4	108,6	12,2	98,9	2,5
Функция	F=8,08		Fy=6,19

Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с газовым режимом, характеризующийся циклическим воздействием на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт до достижения величины пластового давления, не превышающего максимально допустимого проектного значения, с последующим отбором газа до достижения величины пластового давления не ниже минимально допустимого проектного значения, причем воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов, при этом в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление ( P t ф ) и объем отбора (или закачки) газа, затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в подземном хранилище газа ( P t Р ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа из соотношения Ω o P t P / Z t − Ω o P o / Z o = ∫ 0 t q t d t , где Ω_o - газонасыщенный поровый объем ПХГ,Р_o - начальное пластовое давление, ( P t Р ) - расчетное пластовое давление на момент времени t,Z_o - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,Z_t - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,q_t - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t;и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа из соотношения Ω o P t P / Z t − Ω o P o / Z o = ∫ 0 t q t d t − C y ∫ 0 t P t P Z t d t , где С_у - коэффициент пропорциональности утечки газа,затем определяют функцию (F) как среднеарифметическое значение отклонений ( P t Р ) от ( P t ф ) , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа F = 1 n ∑ i = 1 n | ( P t i P − P t i Ф ) |   ,где n - количество замеров пластового давления,i - порядковый номер замера пластового давления; и функцию (F_y) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа F y = 1 n ∑ i = 1 n | ( P t i P − P t i Ф ) | ,   и при выполнении неравенства F_y<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище.