СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

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 и объем отбора (или закачки) газа, затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в подземном хранилище газа для режима эксплуатации хранилища без утечек газа из соотношения

где Ω_o - газонасыщенный поровый объем ПХГ,

Р_o - начальное пластовое давление,

- 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

где С_у - коэффициент пропорциональности утечки газа.

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

где n - количество замеров пластового давления,

i - порядковый номер замера пластового давления;

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

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

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

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 -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

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

dV_t/dt=q_t- , (12)

где - 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)

где С_у - коэффициент утечки газа.

Тогда для эксплуатации ПХГ с утечками газа уравнение имеет вид

Для расчета пластового давления эксплуатацию ПХГ с газовым режимом можно описать системой уравнений

- без утечек газа

- с утечками газа

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

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 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 (газовый режим с утечкой газа) № замера Закачка/Отбор(-), млн м3 Давление замеренное, ,Па Давление , Па - , Па Давление , Па - , 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