Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации

Способ определения герметичности подземных хранилищ газа с водонапорным режимом эксплуатации

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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

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, созданного в водоносном пласте, с водонапорным режимом эксплуатации, 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, созданных в водоносных пластах.

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 в газовой ( P t ф ) и водоносной ( P t ф в ) зоне хранилища, а также объем отбора (или закачки) газа (q_t). Затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в подземном хранилище газа ( P t P ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа из соотношения

( Ω o − q в ) 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,

P_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;

q_в - объем оттесненной (или внедрившейся) пластовой воды в газовую зону хранилища на момент времени t, при этом

q в = C в ( P t P − P t ф в ) ,                                                                                                                                                                                                                                                       ( 2 )

где C_в - коэффициент пропорциональности оттесненной (или внедрившейся) пластовой воды в газовую зону хранилища;

и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа из соотношения

( Ω o − q в ) 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 ,                                                                                                               ( 3 )

где C_y - коэффициент пропорциональности утечки газа.

Затем определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений ( P t P ) 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 ) | ,                                                                                                                                                                                                                                                 ( 4 )

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 ) | ,                                                                                                                                                                                                                                         ( 5 )

и при выполнении неравенства Fy<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:

d V t / d t = q t ,                                                                                                                                                                                                                                                                       ( 6 )

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                                                                                                                                                                                                                                                                                     ( 7 )

V t − V o = ∫ 0 t q t d t ,                                                                                                                                                                                                                                                                     ( 8 )

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 t P t / Z t ,                                                                                                                                                                                                                                                                                 ( 9 )

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

P_t - пластовое давление газа в момент времени t;

Z_t - коэффициент сверхсжимаемости газа в момент времени t.

Уравнение (9) для ПХГ в водоносном пласте с водонапорным режимом эксплуатации примет вид

( Ω o − q в ) P t p / Z t − Ω o P o / Z o = ∫ 0 t q t d t ,                                                                                                                                                                                                                     ( 10 )

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 − b P t + c ,                                                                                                                                                                                                                                                                                 ( 11 )

где a, b, c - коэффициенты полинома.

Таким образом, режим эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом описывают через измеряемые параметры отбора (закачки) газа и пластового давления в газовой и водоносной зоне пласта следующей системой уравнений

{ ( Ω o − q в ) 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                                                                                                                                                                                                                                                                                 ( 12 ) Z 0 = a P 0 2 − b P 0 + c q в = с в ( P t p − P ф в )

При нарушении герметичности (наличии перетока газа), т.е. для режима эксплуатации ПХГ с утечками газа уравнение (6) примет вид

d V t / d t = q t − q t y ,                                                                                                                                                                                                                                                                                                 ( 13 )

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 ,                                                                                                                                                                                                                                                                                               ( 14 )

где C_y - коэффициент утечки газа.

Тогда для эксплуатации ПХГ при водонапорном режиме с утечками газа уравнение (14) примет вид

( Ω o − q в ) 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                                                                                                                                           ( 15 )

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

- без утечек газа

{ ( Ω o − q в ) 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                                                                                                                                                                                                                                                                                                       ( 16 ) Z 0 = a P 0 2 − b P 0 + c q в = с в