Спосіб оцінки надійності та рентабельності роботи підземного сховища газу

Реферат: Спосіб оцінки надійності та рентабельності роботи підземних сховищ газу включає визначення промислових поточних параметрів його роботи. Проводять попередньо у сховищі під час закачування і відбирання газу контроль обсягів закачування газу, обсягів відбирання газу, стану фонду свердловин, роботи системи збору і підготовки газу. Також визначають газодинамічні та газоаналітичні показники та фіксують їх. Визначають найкращі еталонні показники роботи підземного сховища газу на підставі фактичних показників. UA 77645 U (54) СПОСІБ ОЦІНКИ НАДІЙНОСТІ ТА РЕНТАБЕЛЬНОСТІ РОБОТИ ПІДЗЕМНОГО СХОВИЩА ГАЗУ UA 77645 U UA 77645 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель належить до газової промисловості, а більш конкретно до способів дослідження і оцінки підземних сховищ газу (ПСГ). Основним завданням при роботі (ПСГ) є об'єктивне висвітлення всіх аспектів і напрямків експлуатації підземного сховища газу, максимальної кількості основних та похідних показників і потребує проведення як місцевого (по об'єктового), так і комплексного аналізу роботи ПСГ. В результаті систематичного проведення аналітичної роботи із супроводу роботи підземного сховища газу, в цілому, досягається високий інформативний рівень, який дозволяє визначити основні шляхи збільшення продуктивності газосховища, поліпшення його техніко-економічних показників в цілому і встановити чіткі організаційні, технічні та технологічні заходи для їх забезпечення. В загальному, виконання цієї роботи є наслідком ведення постійного моніторингу, що є нічим іншим, як самоенергоаудитом, який сприяє конкретизуванню об'єктів впровадження нової техніки, технологій, підходів до експлуатації тощо. Відомий спосіб дослідження (оцінки) свердловин підземних сховищ газу шляхом визначення максимально допустимих параметрів їх роботи (див. патент України 48554 МПК Е21В 47/00, опуб. бюл. № 6 за 2010 р.). Від відомих способів він відрізняється тим, що дослідження свердловини провадять без випускання природного газу в атмосферу у залежності від величини пластового тиску, робочого тиску у шлейфі свердловини та міцності пласта колектора, з частковим випусканням газу в атмосферу на декількох максимальних режимах, а природний газ випускають у шлейф. Але це технічне рішення не може визначити основні стратегічні, у плані експлуатації та безпеки умови і способи експлуатації ПСГ, та надати висновки та пропозиції з аргументацією щодо поліпшення роботи ПСГ у цілому. Відомий також спосіб оцінки і поліпшення роботи підземного сховища газу (див., наприклад, заявку України на корисну модель № 201014348, МПК B65G5/00). Цей процес включає закачування об'єму інертного газу у сховище. Від відомих способів він відрізняється тим, що закачують у периферійні частини ПСГ об'єм інертного газу, важчого від природного, та витісняють природний газ в активний блок і забезпечують збільшення пластового тиску, внаслідок цього поліпшується робота ПСГ. Але цей спосіб не дає об'єктивне висвітлення всіх аспектів і напрямків експлуатації підземного сховища газу, максимальної кількості основних та похідних показників і потребує проведення як місцевого (по об'єктового), так і комплексного аналізу роботи ПСГ. Відомий також спосіб експлуатації ПСГ для рідинного або газового продукту, побудованого у формації пласта пористої геологічної структури, яка є інертною до продукту і включає операції циклічного закачування і відбирання продукту з поточним вимірювання тиску продукту у структурі (див., наприклад, патент України № 8317 від 15.07.05, бюл. № 7). Від відомих способів він відрізняється тим, що додатково у процесі експлуатації ПСГ виконують поточні вимірювання температури продукту і пластового тиску, на основі яких визначають стан геологічного середовища, а під час експлуатації підземного сховища підтримують геологічне середовище у зрівноваженому або близькому до нього стані шляхом відбору і/або відбору продукту з пласта. Але цей спосіб також не дає об'єктивне висвітлення всіх аспектів і напрямків експлуатації підземного сховища газу, максимальної кількості основних та похідних показників і потребує проведення як місцевого (по об’єктового), так і комплексного аналізу роботи ПСГ. Це рішення вибрано як найближчий аналог. В основу корисної моделі поставлено задачу створення такого способу оцінки та рентабельності роботи ПСГ шляхом нової послідовності технологічних операцій і їх зв'язку, який дозволить визначити основні стратегічні, у плані експлуатації та безпеки умови і способи експлуатації ПСГ, та надати висновки та пропозиції з аргументацією щодо поліпшення роботи ПСГ у цілому. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі оцінки надійності та рентабельності роботи підземних сховищ газу шляхом визначення промислових поточних параметрів його роботи, у сховищі, під час закачування і відбирання газу, контроль обсягів закачування газу, обсягів відбирання газу, стану фонду свердловин, роботи системи збору і підготовки газу, а також газодинамічних та газоаналітичних показників, фіксують їх, при цьому визначають найкращі еталонні показники роботи підземного сховища газу на підставі фактичних показників і в порівнянні з еталонними визначають основні стратегічні, в плані експлуатації та безпеки умови і способи експлуатації ПСГ, надають висновки та пропозиції з аргументацією щодо поліпшення роботи ПСГ в цілому. Під час контролю обсягів закачування газу надають детальний опис процесу: дата початку і завершення періоду, умови роботи на початку і в кінці, при яких пластових та технологічних параметрах, тривалість періоду, динаміка продуктивності, об'єм закачаного газу за сезон, 1 UA 77645 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 максимальна, середня і мінімальна продуктивності ПСГ. Яким фондом здійснювалось закачування. Динаміка середнього газонасиченого активного порового об'єму. Заходи, що використовувались для регулювання роботи ПСГ, пластової системи під час закачування. Фактори, що впливають на енергію пласта (збільшення чи зменшення). Оптимальний темп нагнітання газу в пласт. Об'єм газу закачаного в ПСГ самопливом і кількість діб роботи в режимі самопливу та в режимі компримування, діапазон тиску (пластового, на виході з компресорної станції (КС) або в магістральному газопроводі (МГ) при закачуванні самопливом та з допомогою компресорів. Баланс газу на кінець закачування. Витрати паливного газу, газу на технологічні операції і технічні витрати ДКС, на технологічні операції і технічні витрати ПСГ, пластові втрати газу. Порівняльний аналіз фактичного режиму відбирання з плановим. Дотримання нормативу витрат газу. Дані контролю викладені у таблицях (будуть надані таблиці: таблиця 5.1.1. Промислові параметри роботи ПСГ під час закачування; таблиця 5.1.2. - Розрахунковий технологічний режим щомісячного закачування газу в сезоні 20__p.; таблиця 5.1.3. – Динаміка витрат газу на виробничо-технологічні потреби під час закачування 20__p.). Під час контролю обсягів відбирання газу надають детальний опис процесу: дата початку і завершення періоду, умови роботи на початку і в кінці, при яких пластових та технологічних параметрах, тривалість періоду, динаміка продуктивності, об'єм відібраного газу за сезон, максимальна, середня і мінімальна продуктивності ПСГ. Яким фондом здійснювалось відбирання. Динаміка середнього газонасиченого активного порового об'єму. Заходи, що використовувались для регулювання роботою ПСГ, пластовою системою під час періоду закачування та відбирання. Фактори, що впливають на енергію пласта (збільшення чи зменшення). Об'єм газу, відібраного з ПСГ самопливом, і кількість діб роботи в режимі самопливу та в режимі компримування, діапазон тиску (пластового, на виході з КС або в МГ) при відбиранні самопливом та з допомогою компресорів. Оптимальний темп відбирання газу з пласта. Баланс газу на кінець відбирання. Загальний об'єм води, вилученої з газу, її фізикохімічні властивості (мінералізація, густина, вид), бажано для кожного ступеня очистки (первинні сепаратори, пиловловлювачі, абсорбери тощо). Водний фактор, аналіз з попередніми сезонами. Витрати на технологічні операції і технічні витрати газу на ПСГ, пластові втрати газу. Порівняльний аналіз фактичного режиму відбирання з плановим. Дотримання нормативу витрат газу. Дані контролю приведені у таблицях (надаються таблиці: таблиця 5.2.1. - Промислові параметри роботи ПСГ під час відбирання; таблиця 5.2.2. - Розрахунковий технологічний режим щомісячного відбирання газу в сезоні 20__-20__p. p.; таблиця 5.2.3. - Розрахунковий технологічний режим поінтервального відбирання газу в сезоні 20__-20__p. p.; таблиця 5.2.4. Динаміка витрат газу на виробничо-технологічні потреби під час відбирання 20__-20__p. p.; таблиця 5.2.5. - Показники створення та циклічної експлуатації _______________ ПСГ (з початку створення та під час циклічної експлуатації). Під час контролю стану фонду свердловин потрібно описати та охарактеризувати фонд свердловин, використання свердловин за призначенням та їх простої, з чим пов'язано. Розписати детально наявні всі види свердловин на ПСГ за їх технологічним призначенням (основне їх призначення, які горизонти, поклади розкрили та які ними контролюються, тощо). Глибинне обладнання експлуатаційно-нагнітальних свердловин, якими насосно-компресорними трубами (НКТ) обладнані свердловини, їх діаметр та кількість свердловин, що обладнані певним діаметром НКТ. Скільки свердловин обладнано фільтрами, їх тип і основні технічні параметри (сітчастими, дротяними, гравійними з поєднанням двох попередніх та іншими). Наявність свердловин, обладнаних глибинним противикидним обладнанням типу КПО "Резерв3М" тощо, основні складові та параметри компоновки (діаметр НКТ, діаметр фільтра, довжина фільтра). Типовий опис найбільш поширеної конструкції свердловин та глибинного обладнання. Описати наявний ліквідований фонд свердловин (кількість свердловин, які горизонти розкрили, технічний стан фонду). Якщо у загальному фонді ПСГ відбулись зміни, необхідно надати пояснення: з яких причин, якими документами оформлено тощо. Дані контролю зведені у таблиці (надають таблиці: таблиця 6.1. - Стан фонду на кінець відбирання; таблиця 6.2. Характеристика та аналіз стану експлуатаційного фонду свердловин). Під час контролю (аналізу) системи збору і підготовки газу надають наявне промислове технологічне обладнання, його технічну характеристику. Реальний технічний стан промислового технологічного обладнання, об'єми виконання планово-попереджувальних, поточних та капітальних ремонтів. Аналіз виконання діагностичного обстеження промислового технологічного обладнання, порівняння планових і фактичних об'ємів діагностування. Виявлені недоліки в обладнанні. Аналіз стану шлейфової системи. Характеристика шлейфів, тип системи збору. Фактичні параметри роботи (продуктивність, швидкість руху газу в шлейфах різного діаметра діапазон 2 UA 77645 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 робочих тисків, гідравлічний опір шлейфів). Ускладнення під час експлуатації, їх причини, методи усунення, корозійний стан, діагностування шлейфів та антикорозійного покриття. Результати робіт, висновки. Гідравлічна ефективність шлейфів, пропозиції, висновки. Методи зменшення гідравлічних втрат при їх перевищені допустимих. Проведені ремонти та їх причини. Аналіз роботи ГЗП, характеристика обладнання ГЗП, виконані ремонти та їх причини. Гідравлічні втрати тиску в обладнані та комунікаціях ГЗП, ускладнення під час експлуатації, ефективність очищення газу в сепараторах первинної очистки. Динаміка вилученої з сепараторів води по місяцях і сезонах відбирання (мінімум за 5 сезонів). Відповідність первинних сепараторів фактичним умовам експлуатації. Аналіз роботи другого ступеня очищення газу (пиловловлювачі), технічна характеристика, гідравлічні втрати тиску, ефективність роботи, об'єм вилученої з газу води, її динаміка по місяцях і сезонах закачування та відбирання (мінімум за 5 циклів). Відповідність пиловловлювачів фактичним умовам експлуатації. Аналіз роботи установки осушення газу (УОГ). Наявне обладнання, його технічна характеристика. Фактичні технологічні параметри роботи абсорберів (продуктивність одного абсорбера по газу, швидкість газу в абсорберах, гідравлічні втрати тиску в абсорберах). Об'єм осушеного газу та вилученої з нього вологи. Використання ДЕГу, аналіз його витрат, ступені регенерації. Якість підготовки газу після осушення. Відповідність основного технологічного обладнання УОГ фактичним умовам експлуатації. Дані контролю зводять у таблиці (надаються таблиці: таблиця 7.1. – Технічна характеристика шлейфів (збірних колекторів); таблиця 7.2. – Показники роботи установки осушення газу _______ ПСГ; таблиця 7.3. – Динаміка усередненого щомісячного тиску по технологічній лінії від пласта до входу в ДКС під час відбирання 20__20__p.p.). Під час проведення газодинамічного контролю (аналізу) провадять: замір і перерахунок статичного тиску в пластовий (методика). Порівняння по 2-3-х свердловинах розрахункового пластового тиску з заміряним пластовим тиском з допомогою глибинного манометра. Аналіз динаміки пластового тиску (рівнів води) по всіх спостережних, контрольних та інших свердловинах, що умовно можна віднести до спостережних. Висновки. Мета заміру і дослідження міжколонного тиску (МКТ) в свердловинах ПСГ. Аналіз і класифікація свердловин з міжколонним тиском по групах, порівняння його динаміки з минулими періодами, періодичність замірів та досліджень. Детальний розподіл свердловин з МКТ від 1 2 2 кГ/см до максимального значення МКТ на ПСГ з кроком 2 кГ/см . Висновки щодо появи наявності та зникнення МКТ, можливості безпечної експлуатації свердловин з МКТ. Контроль тиску у відводах ліквідованих свердловин. Аналіз появи, зміни чи зникнення тиску. Вплив на експлуатацію ПСГ. Висновки. Дослідження свердловин з метою визначення їх продуктивних характеристик. Метод дослідження, метод обробки даних. Періодичність досліджень, додаткові дослідження (наприклад до і після поточного або капітального ремонту свердловин тощо). Динаміка середніх або середньозважених коефіцієнтів фільтраційного опору по ПСГ. Порівняння середніх або середньозважених коефіцієнтів фільтраційного ПСГ з проектними величинами для ПСГ, а також поточних коефіцієнтів свердловин з фільтраційними коефіцієнтами після буріння. Дані контролю зводять у таблиці (надаємо таблиці: таблиця 8.1.1. - Результати заміру статичного тиску, рівня в свердловинах, що не належать до експлуатаційних; таблиця 8.1.2. - Результати досліджень свердловин з міжколонним тиском; таблиця 8.1.3. - Результати досліджень свердловин в режимі закачування; таблиця 8.1.4. - Результати досліджень свердловин в режимі відбирання). Далі визначають найкращі еталонні показники роботи підземного сховища газу на підставі фактичних показників і в порівнянні з еталонними визначають основні стратегічні, в плані експлуатації та безпеки, висновки та надають пропозиції з аргументацією щодо поліпшення роботи ПСГ в цілому. 50 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 55 Спосіб оцінки надійності та рентабельності роботи підземних сховищ газу шляхом визначення промислових поточних параметрів його роботи, який відрізняється тим, що проводять попередньо у сховищі, під час закачування і відбирання газу, контроль обсягів закачування газу, обсягів відбирання газу, стану фонду свердловин, роботи системи збору і підготовки газу, а також газодинамічних та газоаналітичних показників, фіксують їх, при цьому визначають найкращі еталонні показники роботи підземного сховища газу на підставі фактичних показників і в порівнянні з еталонними визначають основні стратегічні, в плані експлуатації та безпеки 3 UA 77645 U умови і способи експлуатації ПСГ, надають висновки та пропозиції з аргументацією щодо поліпшення роботи ПСГ в цілому. 4 UA 77645 U 5 UA 77645 U 6 UA 77645 U 7 UA 77645 U 8 UA 77645 U 9 UA 77645 U 10 UA 77645 U 11 UA 77645 U 12 UA 77645 U 13 UA 77645 U 14 UA 77645 U 15 UA 77645 U 16 UA 77645 U 17 UA 77645 U 18 UA 77645 U 19 UA 77645 U 20 UA 77645 U 21 UA 77645 U Комп’ютерна верстка М. Ломалова Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 22