книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

§ 39. Нагнетание газа в пласт в условиях газового режима

Схема истощенного газового месторождения пластового типа приведена на рис. 32. Известны: размеры и форма газонасыщенного пласта, объем порового пространства залежи, коэффициенты пористости и проницаемости, пластовые давление и температура, состав газа, размещение нагнета-

ное по объему порового пространства пласта давление в храни­

Для приближенного определения давлений на забое нагнета­ тельных скважин при закачке газа с постоянным темпом исполь­

140

=63юбрагц [ l + e; + ^ ]

При достижении R значения RK при равномерном размещении скважин на площади газоносности

первая фаза неустановившейся фильтрации кончается, начинается вторая фаза равномерно-неустановившейся фильтрации, при кото­ рой вместо рк подставляем значение р

(185>

т. е. считаем, что давление на контуре удельной площади повы­ шения давления рк равно средневзвешенному по объему дрениро­ вания ря, которое, в свою очередь, равно средневзвешенному по объему порового пространства хранилища р

Необходимое число компрессоров для закачки газа в храни­ лище находим, полагая, что компрессорная станция расположена вблизи нагнетательных скважин и потери давления газа на пути компрессорная станция — скважина малы

(<7к — расход закачиваемого газа в пласт одним компрессором из­ вестного типа).

Пример 18. Определить максимальный объем газа в хранилище, максималь­ ное забойное и устьевое давление в конце периода закачки, необходимое число поршневых компрессоров для закачки газа при следующих исходных данных:

141

начальное давление в хранилище рк = 36 кгс/см2; объем норового пространства хранилища П=10-10° м3; коэффициент проницаемости й=0,5 Д; коэффициент пористости т=0,2; динамический коэффициент вязкости газа |Хо=0,012 сПз; мощность пласта /г=10 м; радиус гидродинамически совершенной по степени и

циент гидравлического сопротивления труб Л=0,02; относительный вес закачи­

геометрический объем, описываемый поршнями компрессора Уц=26650 м3/сут; объем вредного пространства цилиндров компрессора С=0,1; показатель поли­ тропы сжатия газа в цилиндрах компрессора т!=1,2; для упрощения расчетов примем коэффициент сжимаемости газа z= 1; размещение скважин на площади газоносности равномерное, коэффициент фильтрационного сопротивления В = 0.

Максимальный объем газа, который можно закачать в хранилище

Q3 = 10-106 (70 — 36) = 340-10° м3.

Время закачки газа в хранилище

340-1О6 — 680 сут.

0,5-10®

Общий объем газа в хранилище

Qx = 10-106-36 340-106 = 700-10° м3.

Соотношение объемов активного и буферного газов

_Qa_ = ,3 4 ( М < Р _ = 0 9 4 5

Давление на забое скважины в конце периода закачки определим по фор­ муле (170) При ря—Pmaxi R = R к, |l= 0 , §2 = 0

Давление на устье нагнетательной скважины в конце периода закачки газа

142

§ 40. Отбор газа при эксплуатации подземного хранилища

При эксплуатации подземного хранилища отбор газа опреде­ ляется графиком газопотребления. Хранилище, как правило, нахо­ дится на некотором расстоянии от района газопотребления. Из подземного хранилища газ поступает к потребителям под собст­ венным давлением или перекачивается компрессорами. В первом случае давление газа на устье скважин должно равняться давле­ нию на выкиде компрессора плюс потери давления на пути сква­ жина— компрессорная станция, во втором — давлению в прием­ ном коллекторе компрессора плюс потери давления на том же пути.

Необходимое число эксплуатационных скважин при отборе газа определяется среднесуточным отбором газа из хранилища, типом подземного хранилища, крепостью пород газонасыщенного коллек­ тора, технологическим режимом эксплуатации скважин, размеще­ нием скважин на площади газоносности.

Необходимое число скважин и компрессоров рассчитывают для двух наиболее трудных периодов работы подземного хранилища:

пикового периода отбора газа (декабрь или январь); конечного периода отбора газа из хранилища (март — апрель).

В первом случае максимальный отбор газа осуществляется при высоком давлении, во втором случае расход отбираемого газа из хранилища меньше и давление газа в хранилище в этот период минимально.

Изменение средневзвешенного по объему порового пространст­ ва хранилища давления при отборе газа

Условия отбора газа на скважине в случае слабо сцементиро­ ванных песчаников примем в виде постоянства градиента давле­ ния на поверхности забоя скважины

где ср и ф для гидродинамически совершенных скважин опреде­ ляются по уравнениям:

Уравнение притока газа к забою скважины при нелинейном законе фильтрации

143

Путем совместного решения уравнений (190) — (193) можно определить необходимое число эксплуатационных скважин для двух периодов, давления на забое и устье скважин, необходимое число компрессоров.

Пример 19. Определить необходимое число эксплуатационных скважин, число компрессоров для двух наиболее трудных условий работы подземного хранилища в условиях газового режима эксплуатации при исходных данных, взятых для примера 16. Суммарный отбор газа из хранилища по месяцам в % от общего объема отбираемого газа из хранилища: октябрь— 10, ноябрь — 25, декабрь—43, январь — 57, февраль — 75, март — 90, апрель— 100; давление на выкиде ком­ прессора р(=45 кгс/см2, общий объем отбираемого газа Qa=100 106 м3. Расход отбираемого газа в декабре А10=0,6 ■106 м3/сут, в апреле — 0,33 ■10е м3/сут. При постоянном градиенте давления на поверхности забоя скважины при линейном законе фильтрации (В= 0; ф = 0).

Дебит скважины находим по уравнению

§ 41. Исследование нагнетательно-эксплуатационных скважин в процессе подземного хранения газа

При создании и во время циклической эксплуатации подземных хранилищ газа проводят индивидуальные и групповые исследова­ ния скважин.

Исследования индивидуальных скважин на установившихся и неустановившихся режимах во время отбора газа из подземных хранилищ по методике исследований, применяемым приборам и оборудованию не отличаются от аналогичных исследований сква­ жин на газовых месторождениях. Обработка результатов исследо­ ваний проводится по инструкции. Исследования часто сопровож­ даются потерями газа в атмосферу, требуют определенного соот­

144:

ношения давлений до и после штуцера при испытании скважин с подачей газа в газопровод.

Опыт показывает, что во многих случаях возможно исследо­ вание скважин в процессе закачки газа в пласт при постоянных расходах закачиваемого газа:

а) при небольшом изменении средневзвешенного по объему порового пространства пласта давления во времени;

б) при сравнительно постоянных объемных газонасыщенности пласта и газонасыщенной мощности за время исследований. Такие условия могут быть через некоторое время после начала закачки газа в пласт (1,5—2 мес).

В скважину закачивают постоянные, но разные расходы газа. Для каждого расхода газа измеряют образцовыми манометрами затрубпое и буферное давления и температуру газа при установив­ шемся режиме. Кроме того, по наблюдательной скважине (про­ стаивающей), находящейся вдали от скважин, через которые за­ качивают газ, определяют давление в пласте по замерам статиче­ ских давлений на устье скважины.

После работы скважины в течение 15—20 мин на установив­ шемся режиме записывают показания и измеряют расход закачи­ ваемого газа. Расход газа измеряется диафрагменным расходоме­ ром ДП-430. По результатам исследований строят графики, по которым определяют коэффициенты фильтрационного сопротивле­ ния А к В.

В качестве примера в табл. 28 приведены данные исследова­

*.РН—давление в подземном хранилище в начале исследования скважины путем закачки га­

за .

145

В случае загрязнения и засорения забоя при закачке газа кривая р \ — =f{Q) не будет проходить через начало коор­

динат.

Описанный метод дает наиболее благоприятные результаты исследований в подземных хранилищах газа пластового типа с краевой водой или без нее, газонасыщенный пласт которых пред­ ставлен гранулярными коллекторами.

Технологический режим работы скважин подземных хранилищ в зависимости от режимов потребления газа при различных пла­ стовых давлениях можно установить на основе результатов груп­ пового исследования всех скважин, работающих на один сборный пункт [9].

§ 42. Технико-экономическое определение числа эксплуатационных скважин, объема буферного газа, мощности компрессорной

станции и глубины расположения подземного хранилища

Технико-экономическая задача определения числа эксплуата­ ционных скважин, объема буферного газа и мощности КС, при которых удовлетворяются все технологические условия работы и получается минимальная себестоимость хранения газа, была сфор­ мулирована и решена в 1958 г. для газового режима эксплуатации хранилища [25].

Уравнение для определения числа эксплуатационных скважин имеет вид

СаРн^б^з^

газа в годах; b — годовые эксплуатационные расходы (без ренова­ ции) по компрессорной станции.

146

В уравнение (197) необходимо подставить произвольные зна­ чения п в правую часть й построить график зависимости п = /(я) (рис. 33). Далее подсчитать значение левой части равенства и по графику определить искомое значение п0.

Рис. 33. График зависи­ мости f(n) от числа экс­ плуатационных сква­ жин п.

Пример 20. Определить число эксплуатационных скважин, объем буферного газа, мощность КС и глубину залегания пласта для создания подземного хра­ нилища при следующих искомых данных: мощность хранилища Qa=150 млн. м3;

147

(Сх ~ себестоимость хРанения газа; К у—удельные капитальные вложения в строительство ПХГ).

*КС не нужна для закачки газа.

**КС не нужна для отбора газа.

Г л а в а V

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ВЫРАБОТАННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

§ 43. Оценка пригодности выработанного нефтяного месторождения как объекта для подземного хранения газа

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, изме­ нение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические пара­ метры пласта-коллектора и физические свойства нефти, газа и воды.

Однако необходимо тщательно обследовать, выбирать и ре­ монтировать старые заброшенные или негерметичные скважины,

производительности нагнетательно-эксплуатационных скважин, из­ менения состава газа в процессе подземного хранения.

На рис. 34 приведены кривые, построенные по результатам эксплуатации нефтяного месторождения.

149