Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ. Способ включает циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт с последующим отбором газа. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Ptф) и объем отбора/закачки газа (qt), затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление (PtР) на момент времени t, после чего определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений (PtР) от (Ptф), полученных при каждом i-м измерении. При этом текущее пластовое давление (Ptф) измеряют в купольной части пласта, расчетное давление определяют путем итерации при различных значениях газонасыщенного порового объема пласта (Ω0), коэффициента потерь газа (Сп) и коэффициента активности пластовой воды (Св) для эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом или при различных значениях (Ω0) и (Сп) для эксплуатации ПХГ с газовым режимом. Итерацию выполняют до достижения минимального значения функции (F), после чего, с учетом полученного в результате итерации коэффициента потерь газа (Сп), определяют потери газа в ПХГ на момент времени t. 2 табл.

 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

Известен способ исследования динамических процессов газовой среды ПХГ (патент РФ №2167288, Е21В 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 величины 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 возможность только качественной оценки потерь газа и отсутствие возможности их количественной оценки.

Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ определения герметичности подземных хранилищ газа (патент РФ №2526434, Е21В 47/10, опубл. 20.08.2014). В известном способе осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа в пласт с последующим отбором газа. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Рtф) и объем отбора (или закачки) газа. С учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в ПХГ (PtР) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа. Затем определяют функцию (F) как среднеарифметическое значение отклонений (PtP) от (Рtф), полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и функцию (Fy) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа и при выполнении неравенства Fy<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище. Указанный способ не позволяет определить величину потерь газа при утечках из ПХГ при его эксплуатации.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа количественной оценки потерь газа при эксплуатации ПХГ, позволяющего определять величину потерь газа из ПХГ.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), включающем 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 не ниже минимально допустимого проектного значения, в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Рtф) и объем отбора/закачки газа (qt). Затем, с учетом измеренных параметров, определяют расчетное давление (PtР) на момент времени t, после чего определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений (PtP) от (Рtф), полученных при каждом i-м измерении. При этом текущее пластовое давление (Рtф) измеряют в купольной части пласта. Расчетное давление определяют путем итерации при различных значениях газонасыщенного порового объема пласта (Ω0), коэффициента потерь газа (Сп) и коэффициента активности пластовой воды (Св) для эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом из соотношения

где Ро - начальное пластовое давление,

Zо - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,

Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,

qt - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t,

Сп - коэффициент потерь газа,

Qв - объем подвижной пластовой воды, причем

где Св - коэффициент активности пластовой воды,

Pt - текущее давление в залежи,

Рст - начальное гидростатическое давление,

или при различных значениях (Ω0) и (Сп) для эксплуатации ПХГ с газовым режимом из соотношения

при этом итерацию с изменением параметров (Ω0), (Сп), (Св) выполняют до достижения минимального значения функции (F)

где n - количество замеров пластового давления,

i - порядковый номер замера пластового давления, после чего, с учетом полученного в результате итерации коэффициента потерь газа (Сп), определяют потери газа в ПХГ на момент времени t

При эксплуатации ПХГ без количественного учета пластовых потерь газа нарушается учет объема газа в пласте, что может привести к серьезным осложнениям при создании и выходе хранилища на циклический режим эксплуатации.

Для ПХГ изменение объема газа в пласте во времени определяется уравнением

где Vt - объем газа в пласте в момент времени t,

Переходя к интегральному виду, получаем

где Vo - 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 Ωt - газонасыщенный поровый объем пласта в момент времени t,

Pt - пластовое давление газа в момент времени t,

Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа в момент времени t.

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 аппроксимировать полиномом вида

где а, b, с - коэффициенты полинома.

При водонапорном режиме эксплуатации ПХГ изменение величины Q, за время t происходит за счет движения пластовой воды при закачке/отборе газа в ПХГ, тогда уравнение (8) для ПХГ с водонапорным режимом примет вид

Эксплуатацию ПХГ с водонапорным режимом описывают через измеряемые параметры отбора (закачки) газа и пластового давления системой уравнений

При газовом режиме эксплуатации ПХГ изменения порового объема Ωt за время t не происходит, т.к. Ωt - постоянная величина и уравнение (8) для ПХГ с газовым режимом примет вид

Эксплуатацию ПХГ с газовым режимом описывают через измеряемые параметры отбора (закачки) газа и пластового давления системой уравнений

При наличии потерь газа при эксплуатации ПХГ уравнение (6) примет вид

- объем потерь газа при эксплуатации ПХГ в момент времени t.

Объем потерь газа при эксплуатации ПХГ можно описать уравнением вида (Закиров С.Н. «Проектирование и разработка газовых месторождений». М.: Недра, 1974 г., с. 220-226)

где Сп - коэффициент потерь газа при эксплуатации ПХГ.

При эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом с потерями газа уравнение (11) примет вид

Уравнение (17) с учетом движения пластовой воды при закачке (отборе) газа в ПХГ примет вид

При эксплуатации ПХГ с газовым режимом с потерями газа уравнение (13) примет вид

Значение расчетного давления в ПХГ определяют путем решения формул (18) и (19) относительно (PtP).

Для оценки отклонения расчетного пластового давления (PtP) от фактического (РtФ) используют функцию (F), определяемую как среднеарифметическое значение абсолютных отклонений (РtP) от фактического (РtФ), полученных при каждом i-м измерении

При эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом функцию (F) определяют путем решения уравнения (18) относительно пластового давления (РtP) при различных значениях параметров (Ω0, Cп, Св).

При эксплуатации ПХГ с газовым режимом функцию (F) определяют путем решения уравнения (19) относительно пластового давления (РtP) при различных значениях параметров (Ω0, Cп).

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе эксплуатации ПХГ 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. В течение каждого цикла замеряют текущее пластовое давление (РtФ) в хранилище и объем отбора (закачки) газа (qt). Текущее пластовое давление (РtФ) измеряют в купольной части пласта, что позволяет получить наиболее достоверные значения измеряемых параметров и обеспечивает повышение точности учета газа. Затем определяют расчетное давление (РtP) по формуле (18) для ПХГ с водонапорным режимом и по формуле (19) для ПХГ с газовым режимом. После чего определяют значения функции (F) по формуле (20) путем итерации при различных значениях параметров (Ω0, Cп, Св) для ПХГ с водонапорным режимом и при различных значениях (Ω0, Cп) для ПХГ с газовым режимом. Итерацию выполняют до момента, когда значение функции (F) перестает изменяться и определяют минимальное значение функции (Fmin). По найденному в результате итерации значению коэффициента потерь газа (Сп) определяют по формуле (16) объем потерь газа, количественное значение которого позволяет оценить риски при эксплуатации ПХГ и обеспечить проектные показатели и надежность ПХГ. Пример 1.

С помощью предлагаемого способа исследовали Калужское ПХГ с водонапорным режимом эксплуатации. Полученные в процессе исследования фактические значения пластового давления (PtФ) и объема закачки (отбора) газа (qt), а также расчетные значения пластовых давлений (PtР) и потерь газа в различные моменты времени приведены в таблице 1.

По результатам сравнения фактических и расчетных параметров и найденному в результате итерации значению коэффициента (Сп) были определены потери газа в различные моменты времени в указанном ПХГ при Fmin=2,823 и Сп=0,00001.

Пример 2.

С помощью предлагаемого способа исследовали Осиповичское ПХГ с газовым режимом эксплуатации. Полученные в процессе исследования фактические значения пластового давления (Рtф) и объема закачки (отбора) газа (qt), а также расчетные значения пластовых давлений (PtP) и потерь газа в различные моменты времени приведены в таблице 2.

По результатам сравнения фактических и расчетных параметров и найденному в результате итерации значению коэффициента (СП) были определены потери газа в различные моменты времени в указанном ПХГ при Fmin=1,92 и СП=0,037.

Таким образом, определение реальных количественных потерь газа с использованием наиболее достоверных, измеренных в купольной части пласта, значений текущего пластового давления в различные моменты времени позволяет повысить точность учета газа в хранилище, надежность ПХГ и обеспечить проектные показатели при эксплуатации ПХГ.

Способ определения потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), включающий 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 не ниже минимально допустимого проектного значения, при этом в каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление (Рtф) и объем отбора/закачки газа (qt), затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление (PtP) на момент времени t, после чего определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений (PtР) от (Рtф), полученных при каждом i-м измерении, отличающийся тем, что текущее пластовое давление (Рtф) измеряют в купольной части пласта, расчетное давление определяют путем итерации при различных значениях газонасыщенного порового объема пласта (Ω0), коэффициента потерь газа (Сп) и коэффициента активности пластовой воды (Св) для эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом из соотношения

где Ро - начальное пластовое давление,

Zо - начальный коэффициент сверхсжимаемости газа,

Zt - коэффициент сверхсжимаемости газа на момент времени t,

qt - объем закачки (или отбора) газа на момент времени t,

Сп - коэффициент потерь газа,

Qв - объем подвижной пластовой воды, причем

где Св - коэффициент активности пластовой воды,

Pt - текущее давление в залежи,

Рст - начальное гидростатическое давление,

или при различных значениях (Q0) и (Сп) для эксплуатации ПХГ с газовым режимом из соотношения

при этом итерацию с изменением параметров (Ω0), (Сп), (Св) выполняют до достижения минимального значения функции (F)

где n - количество замеров пластового давления,

i - порядковый номер замера пластового давления, после чего, с учетом полученного в результате итерации коэффициента потерь газа (Сп), определяют потери газа в ПХГ на момент времени t



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам и способам непосредственного измерения расхода в устье скважины. Устройства и способы проведения измерений с помощью расходомера в устье скважины по меньшей мере одной скважины, содержащий этапы, на которых: определяют долю вовлеченного газа по меньшей мере у одной скважины, причем доля вовлеченного газа основывается на количестве вовлеченного газа, превышающем определенную пороговую величину усиления возбуждения расходомера; выводят по меньшей мере одно показание на основе определенной доли вовлеченного газа и выводят соответствующий индикатор достоверности, коррелирующий по меньшей мере с одним показанием.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля параметров потока продукции газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Изобретение относится к способу поинтервального исследования горизонтального ствола скважины и устройству для осуществления этого способа. Техническим результатом является расширение технологических возможностей.
Изобретение относится к нефтегазовому делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов со станцией управления.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения дебита скважин, оборудованных установками электроцентробежного погружного насоса с частотно-регулируемым приводом и станцией управления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей. Способ включает размещение скважинного средства геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа.

Изобретение относится к измерительной технике, используемой в нефтедобывающей промышленности для замера и учета продукции нефтяных скважин. Техническим результатом изобретения является повышение точности и качества замера дебита всей группы скважин, подключенных к групповой замерной установке, за счет определения общего суммарного дебита в один прием и определение дебита каждой скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано в процессе скважинных измерений. Предложены способы и устройство для распределенного измерения температуры вдоль оптического волновода, размещенного в осевом направлении по отношению к трубопроводу, с использованием распределенного датчика температуры и набора датчиков температуры.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано в процессе скважинных измерений. Предложены способы и устройство для распределенного измерения температуры вдоль оптического волновода, размещенного в осевом направлении по отношению к трубопроводу, с использованием распределенного датчика температуры и набора датчиков температуры.

Изобретение относится к нефтепогружному оборудованию и может быть использовано для подъема скважинной жидкости и замера параметров скважины без извлечения насосной установки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для одновременного измерения давления вне и внутри НКТ и может быть использовано для установки на оборудовании нефтяных скважин с целью получения информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях страны.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемых пластов.

Настоящее изобретение относится к системе и способу выявления аномальных скачков порового давления на границах разделов в непробуренных геологических формациях и к системе для осуществления этого способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при планировании проведения технологического воздействия на призабойную зону скважины с целью повышения приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть применено в гидроразрыве пласта при одновременном контроле геометрических и гидродинамических параметров трещины в реальном времени.

Система и способ контроля давления, температуры и/или вибрации при неблагоприятных окружающих условиях, не требующие применения активных электронных устройств или контура генератора в таких условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований. Ежемесячно в течение трех месяцев до проведения ГРП и непосредственно перед проведением ГРП проводят исследования, при которых определяют пластовое и забойное давления, дебит, причем перед проведением ГРП с проппантом определяют профиль притока продукции в скважине по высоте пласта и выявляют интервалы пласта с высокопроницаемыми породами с притоком выше среднего по пласту, затем в скважину по технологической колонне труб, низ которой размещают ниже перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, закачивают технологическую жидкость с изолирующим материалом из расчета 0,2 м3 на 1 м высоты пласта, выполненным в виде шариков плотностью, равной плотности технологической жидкости, изолирующим перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив высокопроницаемых пород пласта по внутреннему диаметру скважины, не проникая в призабойную зону пласта, при этом перфорационные отверстия эксплуатационной колонны напротив низкопроницаемых пород пласта остаются неизолированными, причем диаметр шариков в 1,2 раза больше диаметра перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, при этом после проведения ГРП с проппантом в добывающей скважине сразу после ее запуска в работу и в течение последующих трех месяцев ежемесячно определяют пластовое и забойное давления, дебит, их средние значения до и после проведения ГРП, затем определяют кратность увеличения депрессии и дебита, строят на графике линию кратности депрессии к кратности дебита относительно исходной линии кратности депрессии и дебита, причем линия, расположенная на графике выше исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует об эффективном проведении ГРП, а линия, расположенная на графике ниже исходной линии кратности депрессии и дебита, свидетельствует о неэффективном проведении ГРП. Технический результат заключается в: упрощении технологии определения эффективности проведения ГРП; снижении трудоемкости работ и затраты на проведение исследований; повышении точности исследований эффективности проведенного ГРП; улучшении оценки эффективности проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород; увеличении дебита продукции после проведения ГРП в пласте с различной проницаемостью пород. 3 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может использоваться при эксплуатации подземных хранилищ газа. Техническим результатом является повышение точности учета газа в хранилище, надежности ПХГ и обеспечение проектных показателей при эксплуатации ПХГ. Способ включает циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа через эксплуатационные скважины в пласт с последующим отбором газа. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление и объем отборазакачки газа, затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление на момент времени t, после чего определяют функцию, как среднеарифметическое значение отклонений от, полученных при каждом i-м измерении. При этом текущее пластовое давление измеряют в купольной части пласта, расчетное давление определяют путем итерации при различных значениях газонасыщенного порового объема пласта, коэффициента потерь газа и коэффициента активности пластовой воды для эксплуатации ПХГ с водонапорным режимом или при различных значениях и для эксплуатации ПХГ с газовым режимом. Итерацию выполняют до достижения минимального значения функции, после чего, с учетом полученного в результате итерации коэффициента потерь газа, определяют потери газа в ПХГ на момент времени t. 2 табл.

Наверх