Подземное хранение природного газа в водоносных пластах и выработанных нефтяных или газовых месторождениях.

Подземные хранилища в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях

Истощенные газовые и газоконденсатные месторождения во многих случаях являются наилучшими объектами для создания в них подземных хранилищ природного газа. Месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давления, температура и состав газа, изменение во времени дебитов скважин, режим эксплуатации скважин, герметичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд эксплуатационных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа.

При проектировании подземного хранилища в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях необходимо определить: максимально допустимое и минимально необходимое давление газа в хранилище, объем активного и буферного газов, число нагнетательно-эксплуатационных скважин, тип компрессорного агрегата и общую мощность компрессорной станции, тип и размер оборудования для очистки т осушки газа.

В процессе подземного хранения газа в частично выработанном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к забоям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения нефти хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства нефти и газа, технологические параметры работы ПХГ.

Основными из них являются: коэффициенты пористости, проницаемости, удельная поверхность и ее состояние, объем остаточной воды; неоднородность пласта по площади и разрезу; давление и температура; сила тяжести; плотность остаточной нефти; соотношение вязкости газа и нефти; отношение объема газа, закачанного в пласт, к объему порового пространства пласта и др.

Нагнетательные скважины целесообразно размещать в приподнятой, сводовой части структуры, добывающие в пониженных частях. Аналитический расчет уменьшения остаточной нефтенасыщенности в пласте в процессе подземного хранения газа можно провести на ЭВМ.

Для разработки технологического проекта эксплуатации ПХГ, созданного на базе истощенного газового месторождения пластового типа (рис.13.43.), кроме вышеперечисленных известных параметров, имеющих общепромысловый характер, необходимо знать параметры, относящиеся к эксплуатации хранилища. В основном они относятся к процессам закачки и отбора газа из хранилища.

 

Рис.13.43. Схема истощенной газовой залежи пластового типа

Основными технологическими параметрами процесса закачки газа являются: максимальный объем газа, который можно закачать в хранилище, изменение во времени давлений в хранилище, на забоях и устьях нагнетательных скважин, необходимое число компрессоров для закачки газа и др.

Основными технологическими параметрами процесса отбора газа из хранилища, которые необходимо дополнительно определить, являются: пластовое и забойное давление газа, потребное число эксплуатационных скважин и их дебит.

Объем закачанного газа на момент времени τ, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре, можно определить по уравнению

, (13.61)

где: - газонасыщенный объем порового пространства, м3;

σ- коэффициент газонасыщенности;

Ω0- общий объем порового пространства пласта-коллектора, м3;

Рат - нормальное давление газа, равное 1 ат. (техническая атмосфера) = 0,1 МПа

- средневзвешенное по газонасыщенному объему порового пространства пласта давление в момент времени τ, МПа

- коэффициент сжимаемости газа при и;

Рн - начальное давление газа в хранилище (до закачки газа), МПа;

zн - коэффициент сжимаемости газа при Рн и Тпл.

Подземные хранилища в выработанных нефтяных месторождениях

Опыт эксплуатации выработанного нефтяного месторождения дает ценный материал для оценки возможности использования его в качестве подземного хранилища газа. Факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объемы добытой нефти, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свойства нефти, газа и воды.

Для переоборудования нефтепромысла в подземное хранилище газа необходимо обследовать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепродуктов и другого оборудования для возможности их использования в процессе подземного хранения газа, реконструировать промысловые газопроводы, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить новые нагнетательно-эксплуатационные скважины.

Параллельно проводятся исследования с целью определения производительности закачки и отбора нагнетательно-эксплуатационных скважин, режима работы хранилища, максимально возможного объема извлечения остаточной нефти, мероприятий по увеличению производительности скважин, изменения состава газа в процессе его хранения и отбора.

В процессе подземного хранения газа в частично выработанной нефтяной залежи газ будет не только вытеснять нефть к забоям эксплуатационных скважин или к периферии залежи, но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения нефти хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства нефти и газа, технологические параметры ПХГ.

Расчеты параметров отбора газа из хранилища, созданного на базе истощенного нефтяного месторождения, аналогичны рассмотренным выше для хранилищ, созданных на базе истощенных газовых месторождений. Однако в этом случае коэффициенты фильтрационного сопротивления будут уменьшаться в процессе эксплуатации хранилища из-за уменьшения насыщенности порового пространства нефтью и связанной водой и увеличения газонасыщенной мощности.

Максимальный объем газа, который можно закачать в выработанную нефтяную залежь при постоянном объеме порового пространства, состоит из трех объемов газа: закачанного в газовую шапку залежи, растворенного в оставшейся нефти, окклюдированного (рис.13.44):

(13.62)

 

Рис.13.44. Схематический разрез нефтяной залежи массивного типа в конце разработки

Подземные хранилища в водонасыщенных коллекторах

Во многих случаях в районах крупных центров газопотребления нет выработанных газовых или нефтяных залежей, пригодных для создания подземных хранилищ газа. Однако в геологическом разрезе пород этих районов почти всегда имеются водонасыщенные пласты, в ловушках которых можно создать подземные хранилища газа.

Промышленное освоение водоносных структур с целью подземного хранения природного газа началось в нашей стране с 50-х годов. Геолого-разведочные работы были начаты в 1956 году. В результате в 1959 году была начата закачка газа в первое хранилище газа в водоносном пласте.

Основываясь на теории создания газохранилищ в малоамплитудных ловушках, в 1963 году было построено единственное в мире Гатчинское (под Санкт-Петербургом) газохранилище в горизонтальном пласте, расположенное там, где геологическими исследованиями структурные ловушки не выявлены.

Обязательным условием эксплуатации подземного хранилища является наличие непроницаемого экрана в его кровле. Следовательно, в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо определить степень герметичности кровли, ловушки, а также рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора, изучить его прочностные свойства, определить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин.

Водоносная структура считается надежной для строительства ПХГ, если ее кровля представлена глинистыми породами мощностью 50-100 м. Однако на практике используются и менее мощные покрышки.

На первой стадии сооружения хранилища, когда начинается разведочная закачка газа в водоносном пласте отсутствует газовый объем. В этом случае закачка газа осуществляется через одну скважину, расположенную в куполе поднятия. Дополнительные скважины подключаются под закачку после подхода к ним газа.

Этап промышленной закачки хранилища газом начинается при условиях, когда в пласте имеется достаточно большой объем газа. Поэтому этот этап характеризуется сочетанием процессов вытеснения воды из ловушки с параллельной эксплуатацией сооружаемого хранилища и изменения давления газа во времени.

На этапе циклической эксплуатации хранилища, расположенного в водоносном пласте, необходимо определить максимальное, минимальное, среднее и текущее давление газа в пласте, а также вычислить максимальный, минимальный и средний объемы порового пространства, занятого газом. Знание максимальной величины необходимо для определения динамики расширения газового объема и выхода его за пределы ловушки. Минимальные значения указанных параметров необходимо знать для прогнозирования условия обводнения скважин.

Уравнение баланса газа в залежи:

, (13.63)

где: Ωг и Ω0 – соответственно текущий и начальный объемы порового пространства газонасыщенной части залежи, м3.

α- коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны в долях от эффективной пористости.

- средневзвешенное приведенное давление в обводненной части залежи, кгс/см2.