СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА С ВОДОНАПОРНЫМ РЕЖИМОМ ЭКСПЛУАТАЦИИ

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 и водоносной зоне хранилища, а также объем отбора (или закачки) газа (q_t). 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,

P_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;

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

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

и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа из соотношения

где C_y - 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 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:

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

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

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

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

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

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 C_y - коэффициент утечки газа.

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

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

- без утечек газа

- с утечками газа

Для оценки отклонения расчетного пластового давления от фактического используют функцию (F), характеризующую технологическую модель эксплуатации ПХГ, полученную в результате решения систем уравнений (16) и (17), относительно пластового давления

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе эксплуатации ПХГ с водонапорным 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 в газовой и водоносной зоне хранилища, а так же 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 (16) и (17). После чего вычисляют функцию (F), характеризующую режим эксплуатации ПХГ без утечек газа и с утечками газа (F_y) по формуле (18). 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 Осиповичское ПХГ. Полученные в процессе исследования замеренные значения пластового давления в газовой и водоносной зоне пласта, 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=2,3, F=4,4), т.е. F_y<F).

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

Таблица Замеряемые параметры (фактические данные) Расчетные параметры (водонапорный режим) Расчетные параметры (водонапорный режим с утечкой газа) № за мера Закачка / Отбор (-), млн.м3 Давление, замеренное в газовой зоне, , Па Давление, замеренное в водоносной зоне, , Па Давление , Па , Па Давление , Па , Па 1 2 3 4 5 6 7 8 1 -5,96 21,6 47,0 21,6 0 21,6 0 2 56,46 40,5 47,0 38,0 2,5 37,8 2,7 3 75 53,1 47,0 55,2 -2,1 54,7 -1,6 4 77,61 61,1 47,0 65,4 -4,3 64,8 -3,7 5 77,23 67,9 47,1 70,3 -2,4 69,6 -1,7 6 44,21 67,7 47,1 68,5 -0,8 67,7 0 7 -2,65 63,8 47,2 62,2 1,6 61,3 2,5 8 -35,54 54,4 47,3 54,5 -0,1 53,4 1