Способ мониторинга безопасности функционирования скважины подземного хранилища газа

Изобретение относится к области мониторинга и обеспечения безопасности технологических процессов подземного хранения газа, может быть использовано в атомной, газовой, нефтяной, химической промышленности. Технический результат: повышение точности обнаружения места разгерметизации скважины. Сущность: выполняют закачку или отбор товарного газа через скважину и его хранение, одновременный наблюдательный контроль параметров технологического процесса, акустических эффектов, а затем диагностическое прогнозирование образования трещин и разрушения в конструкции скважины, степени опасности возможной утечки газа при разгерметизации в зонах конструктивных элементов и технологических узлов по явной деформации кривых изменения регистрируемых параметров при прохождении спаренной группой клапанов-отсекателей через зону разгерметизации внутрикорпусных конструкций скважины подземного хранения газа. По результатам прогнозирования оценивают опасности и возможные риски, допустимость продолжения технологического процесса подземного хранения газа при функционировании скважины с диагностируемой зоной ее разгерметизации. 3 ил.

 

Изобретение относится к области мониторинга и обеспечения безопасности технологических процессов подземного хранения природного газа, может быть использовано в атомной, газовой, нефтяной, химической промышленности.

Известен способ контроля герметичности нагнетательной скважины, изложенный в патентном документе RU 2551038. Этот способ включает: определение фактического перепада давления на пакере скважины ΔPn_ф=Py1тр1у2тр2погр1погр2, где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ртр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам скважины соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности скважины принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔPn_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔPn_ф заранее заданную критическую величину перепада давления, при |ΔPn_ф|>|ΔРп_кр| считают, что система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия: , где ΔРу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔРу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, считается, что скважина герметична. Основным недостатком данного способа является его высокая трудоемкость, низкая степень достоверности из-за сложности измерений и высокой степени их погрешности, а также отсутствия возможности быстрого обнаружения зоны разрушения и разгерметизации скважины при мониторинге ее безопасного функционирования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому техническому решению является способ безопасной эксплуатации скважин с применением клапанов-отсекателей, известный из патентного документа RU 118681. В известном способе используется конструкция клапана-отсекателя, запорный элемент которого является одновременно якорем его приводного электромагнита, и по электрическому сигналу с устья скважины этот клапан перекрывает гидравлический канал трубного хвостовика насоса, по которому поступает жидкость из одного разобщенного пакером пласта в насос и далее в наземную установку замера дебита жидкости. При этом в указанном известном клапане-отсекателе запорный элемент с якорем электромагнита имеют равные площади торцевых поверхностей, на которые действует давление жидкости, которое можно наблюдать и контролировать. Однако эти клапаны-отсекатели работают от механического воздействия или через электрический сигнал, что требует дополнительного размещения в стволе скважины кабелей, капиллярных трубок и иных сложных механических приспособлений, а сам способ не обеспечивает возможности обнаружения места разгерметизации скважины.

Техническая проблема, решаемая при реализации изобретения, заключается в повышении эффективности контроля состояния скважины

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности обнаружения места разгерметизации скважины посредством обеспечения прямого контроля с устья скважины за созданием требуемого давления на клапан-отсекатель скважины, т.е. за срабатыванием клапана-отсекателя без запуска насоса, при одновременном обеспечении универсальности внутрискважинного оборудования, за счет появления возможности создания при эксплуатации скважины подземного хранилища газа большего рабочего забойного давления (меньшего притока газа и жидкости) как для верхней залежи относительно нижней, так и для нижней залежи относительно верхней.

Указанный технический результат достигается тем, что при мониторинге безопасности функционирования скважины природного подземного хранилища газа, содержащего скважину с расположенными в ней спаренными клапанами-отсекателями, согласно изобретению перемещают спаренные клапаны-отсекатели вдоль диагностируемого участка скважины в условно прямом и обратном направлениях, откачивают газ из внутренней полости между клапанами-отсекателями и регистрируют при этом динамику изменения давления в объеме газа между клапанами-отсекателями, а также характеристику акустического шума, сравнивают регистрируемые параметры, полученные на разных участках скважины по ее высоте, и по разнице в параметрах, полученных на разных участках скважины, делают вывод о степени безопасности эксплуатации скважины подземного хранилища газа.

То есть решение указанной технической проблемы с достижением заявленного технического результата достигается за счет измерительной диагностики скорости изменения давления газа при его откачке из внутренней полости перемещаемого в стволе скважины спаренного клапана-отсекателя, и одновременной регистрации энергии акустического шума, затем определения анизотропии регистрируемых параметров по высоте скважины на заданной базе, по которым вычисляется объем утечки газа при разгерметизации, а по разнице между результатами вычислений и проектными нормами оценивается степень риска продолжения функционирования скважины в промышленном рабочем режиме. При этом повторяющиеся акустические, газодинамические или гидравлические измерения осуществляются по высоте скважины с размерным шагом, равным не более одного диаметра обсадной трубы скважины, в процессе мониторинга как минимум один раз.

Принципиальным физико-техническим положением, на котором основан предлагаемый способ мониторинга безопасности функционирования скважины природного подземного хранилища газа является диагностическая оценка опасности и риска дальнейшего промышленного использования скважины на базе регистрируемой анизотропии параметров изменения давления и акустического шума по высоте скважины подземного хранения газа. Вместе с этим имеется экспериментальное доказательство влияния априори известного наличия структурной анизотропии регистрируемых параметров по высоте исследуемого объекта на величину возможной аварийной утечки газа в окружающую среду, в разные моменты времени прохождения спаренной группой клапанов-отсекателей дефектного и бездефектного участка скважины по высоте.

Изобретение поясняется при помощи чертежей.

На фиг. 1 представлена схема перемещения клапанов-отсекателей по высоте скважины подземного хранения газа.

На фиг. 2 показана картина анизотропии регистрируемых параметров (акустический шум) при диагностическом мониторинге скважины при прохождении спаренной группой клапанов-отсекателей дефектного (со сквозной трещиной, разрушением, разгерметизацией) и герметичного участков скважины.

На фиг. 3 показаны кривая изменения динамического давления и кривая интенсивности и амплитуды акустических сигналов.

В качестве базового объекта диагностических исследований, удовлетворяющего требованию однозначного определения влияния регистрируемых диагностических параметров и свойств функциональной безопасности промышленного использования скважины подземного хранения газа на характеристики риска рационального природопользования и промышленной опасности подземного хранения газа, была выбрана имитационная модель натурной газовой скважины подземного природного хранилища газа и модель скважины для закачки в нижние пластовые горизонты жидких радиоактивных отходов.

Данный объект диагностического исследования соответствует конструкциям как рабочих, так и контрольных скважин ныне действующих промышленных газовых подземных хранилищ (Власов С.В., Тутнов И.А. и др. Совершенствование методов, информационных и технических средств интеллектуальной диагностики и мониторинга промышленной безопасности эксплуатации объектов подземного хранения газа // Газовая промышленность, 2012, №12).

Заявленный способ реализуется в объекте, содержащем скважину 1, сообщенную с подземной полостью хранилища. В скважине 1 расположены спаренные клапаны-отсекатели 2, образующие между собой полость 3, с возможностью перемещения вдоль скважины 1. Измерение диагностических параметров осуществляется измерителем давления 4 и акустическим измерителем 5.

Способ осуществляется следующим образом. Спаренные клапаны-отсекатели 2 перемещают вдоль диагностируемого участка скважины 1 в условно прямом и обратном направлениях. При этом откачивают газ из внутренней полости 3 между клапанами-отсекателями 2 и регистрируют при этом динамику изменения давления в полости 3 между клапанами-отсекателями 2. Регистрируют при этом также характеристику акустического шума. Регистрируемые параметры, полученные с использованием измерителей 4 и 5, на разных участках скважины 1 по ее высоте сравнивают и по выявленной разнице в параметрах, полученных на разных участках скважины 1, делают вывод о степени безопасности эксплуатации скважины 1 подземного газового хранилища.

При прохождении спаренной группы клапанов-отсекателей 2 по высоте скважины 1 в двух взаимопротивоположных направлениях фактор влияния векторной анизотропии свойств регистрируемых параметров газодинамических и акустических характеристик участка скважины 1, который был раннее подвергнут направленному деформированию, разгерметизации и даже разрушению, то этот участок в случае его наличия будет четко определяться (фиг. 3 точка В) по соответственной разнице в результатах измерения падения кривой динамического давления (А) или и по факту разницы интенсивности и амплитуды акустических сигналов (Б). Важно заметить, что в экспериментах разность в показателях анизотропии динамики кривой давления в объеме газа между двумя клапанами-отсекателями 2 или акустического шума отчетливо появилась при большом значении рабочего давления внутри рабочей скважины 1 промышленного подземного хранилища газа. То есть, в качестве контрольно-диагностического признака разгерметизации скважины в месте диагностируемого участка является ярко выраженный перелом кривой фиксации динамики изменения давления между двумя ближайшими участками, диагностируемые при перемещении клапанов-отсекателей 2. При малой нагруженности внутрискважинных конструкций давлением газа или жидкости подземного хранилища измерители 4 и 5 как бы не чувствуют (не регистрируют) анизотропию названных выше технологических параметров процесса хранения газа при разгерметизации скважины 1.

В нашем случае под термином «анизотропия технологических параметров процесса хранения газа», например, на этапе разгерметизации колонны скважины 1, будем понимать разность между интенсивностью звукового давления при перемещении спаренной группы клапанов-отсекателей 2 в условно прямом и обратном направлениях к диагностируемому участку объекта мониторинга безопасности скважины 1 подземного хранилища газа. Таким образом, измеряя технологические параметры движения спаренной группы клапанов-отсекателей 2 и расчетным путем диагностируя их разницу, можно оценить фактическую безопасность эксплуатации скважины 1 подземного газового хранилища и т.д. Тем самым возможна разработка нового технически простого и универсально-функционального инструмента мониторинга безопасности весьма сложных технологических процессов подземного хранения газа и обеспечение безопасного функционирования внутрискважинных конструкций и устройств в разных категориях подземных хранилищ газа. Кроме того, учитывая фактор долгого времени негативных технологических эксплуатационных воздействий на безопасность функционирования технологических процессов подземного хранения газа, можно определить эффект прогнозирования изменения служебных свойств тестируемого технологического объекта хранилища или его отдельно взятого участка, в частности, для определения запаса его ресурса, поврежденности материала его конструктивных элементов.

При использовании заявленного способа решаются следующие задачи:

1. Повышается оперативность при мониторинге и оценке эксплуатационно-технологической безопасности эксплуатации скважины подземного хранилища газа с целью своевременного обнаружения факта ее разгерметизации.

2. Обеспечивается возможность быстрой оценки степени опасности разгерметизации скважины и определение места ее разгерметизации в технологическом процессе закачки или отбора газа, а также в период временного нахождения газа в подземном хранилище.

3. Обеспечивается возможность автоматизированного мониторинга безопасности эксплуатации внутрискважинных конструкций и сооружений с помощью простых в изготовлении, автономных и малогабаритных технических информационно-измерительных аппаратно-программных комплексов, приборов и устройств на всех этапах жизненного цикла скважины подземного хранилища газа.

Таким образом, способ основан на принципах своевременного выявления факта разгерметизации газовой скважины и превентивного предупреждения утечки газа в окружающую среду и превышения его концентрации сверх действующих допустимых показателей санитарных и иных запретительных норм. При этом описанный способ обеспечивает промышленную, радиационную и экологическую безопасность технологических процессов подземного хранения газа, снижение поступления токсичных, радиоактивных и иных опасных газов в окружающую среду, атмосферу, а также уменьшение количественных и качественных показателей всех видов социальных, технических, экономических и иных рисков от промышленного использования подземных хранилищ газа и техногенных процессов рационального природопользования.

Способ мониторинга безопасности функционирования скважины природного подземного хранилища газа, содержащего скважину с расположенными в ней спаренными клапанами-отсекателями, заключающийся в том, что перемещают спаренные клапаны-отсекатели вдоль диагностируемого участка скважины в условно прямом и обратном направлениях, откачивают газ из внутренней полости между клапанами-отсекателями и регистрируют при этом динамику изменения давления в объеме газа между клапанами-отсекателями, а также характеристику акустического шума, сравнивают регистрируемые параметры, полученные на разных участках скважины по ее высоте, и по разнице в параметрах, полученных на разных участках скважины, делают вывод о степени безопасности эксплуатации скважины природного подземного хранилища газа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Изобретение относится к сооружению скважины и, в частности, к контролю свойств скважинных инструментов во время сооружения скважины. Техническим результатом является поддерживание скважинных инструментов в безопасных рабочих пределах.

Создана система измерения давления (10). Система (10) включает в себя зонд (16) измерения давления, выдвигающийся в технологическую текучую среду и имеющий датчик (50) давления с электрической характеристикой, которая изменяется вместе с давлением технологической текучей среды.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к построению карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений. Используют результаты гидродинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в соответствующие базы данных.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений.

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС).

Изобретение относится к области хранения и транспортировки нефти, нефтепродуктов (НП) и сжиженного природного газа (СПГ) и может быть использовано при производстве резервуаров для хранения и транспортировки СПГ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением в призабойной зоне пласта и стволах скважин с целью сохранения дебита скважин в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод.

Изобретение относится к области газовой промышленности и предназначено для создания и эксплуатации подземных хранилищ природного газа, обогащенного гелием (ПХПГОГ).

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для длительного хранения отходов переработки руд, содержащих в своем составе сульфидные минералы, которые при хранении в окислительных условиях разлагаются с образованием токсичных веществ.

Способ захоронения шламовых отходов с плотностью, превышающей плотность образуемого рассола, в эксплуатируемой соляной камере включает оборудование скважины концентрически расположенными водоподающей, рассолоподъемной и шламоподающей колоннами труб, подачу в камеру растворителя и отходов, извлечение рассола.

Изобретение относится к газовой отрасли промышленности, а именно к созданию подземного газохранилища - ПХГ в водоносном пласте. Технический результат - совершенствование способа создания ПХГ в водоносном пласте с использованием вододобывающих и водонагнетательных скважин за счет повышения эффективности активного воздействия на фильтрационные процессы в пласте.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к утилизации отходов бурения в ликвидируемой скважине, в частности в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к области газовой промышленности и предназначено для эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). В ПХГ, на которых в купольной части пласта-коллектора сооружены эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины на периферии пласта-коллектора и контрольные скважины в промежуточной зоне между эксплуатационными и нагнетательными скважинами, производят циклическую закачку природного газа в хранилище с созданием буферного и активного его объемов и отбор активного объема газа.

Подземный водосборный резервуар угольного разреза содержит непроницаемый слой и расположенные снизу от этого слоя пространство для хранения воды и очистной слой. Пространство для хранения воды содержит первое пространство для хранения воды и второе пространство для хранения воды.

Подземное хранилище сжиженного природного газа (ПХ СПГ) относится к подземной системе хранения и резервирования СПГ и может быть использовано для его накопления и выдачи потребителю.

Изобретение относится к способу создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа в пористых пластах-коллекторах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности экрана за счет закачки раствора и газа, удешевление и упрощение технологии создания экрана и улучшение экологической обстановки в районе расположения хранилища газа. По способу в изолируемой зоне пласта выбирают имеющиеся скважины или намечают в плане местности координаты новых скважин для бурения для создания малопроницаемого внутрипластового экрана. Составляют таблицу выбранных скважин с ранжированными нарастающими фильтрационно-емкостными характеристиками - ФЕС. Определяют и минимизируют необходимый объем экрана по радиусу локального экрана той скважины, которая имеет наименее низкие ФЕС, и определяют соответствующие оптимальные объемы и радиусы локальных экранов, объемы растворов и количества газа для создания локальных экранов. Создание общего криволинейного экрана начинают последовательно с первой скважины с наименьшими ФЕС путем закачки в нее расчетных объемов раствора и газа. Второй выбирают ту скважину, ФЕС которой выше, чем в предыдущей. Закачивают расчетные объемы раствора и газа. Такой порядок выдерживают вплоть до последней скважины. Ширину экрана, его радиус и объемы используемых материалов и реагентов определяют по аналитическим зависимостям с использованием оптимизаций. В результате обеспечивают существенную экономию на реагентах. Откачки пластовой воды не требуется. Не требуется разгрузочных скважин с их оборудованием высокопроизводительными погружными насосами. Не требуется откачка и утилизация пластовой воды. Использование природного газа упрощает технологию создания экрана. Замена природного горючего газа на отработанный газ удешевляет технологию и улучшает экологическую обстановку в районе расположения хранилища. 5 табл., 4 ил.

Изобретение относится к области мониторинга и обеспечения безопасности технологических процессов подземного хранения газа, может быть использовано в атомной, газовой, нефтяной, химической промышленности. Технический результат: повышение точности обнаружения места разгерметизации скважины. Сущность: выполняют закачку или отбор товарного газа через скважину и его хранение, одновременный наблюдательный контроль параметров технологического процесса, акустических эффектов, а затем диагностическое прогнозирование образования трещин и разрушения в конструкции скважины, степени опасности возможной утечки газа при разгерметизации в зонах конструктивных элементов и технологических узлов по явной деформации кривых изменения регистрируемых параметров при прохождении спаренной группой клапанов-отсекателей через зону разгерметизации внутрикорпусных конструкций скважины подземного хранения газа. По результатам прогнозирования оценивают опасности и возможные риски, допустимость продолжения технологического процесса подземного хранения газа при функционировании скважины с диагностируемой зоной ее разгерметизации. 3 ил.

Наверх