Спосіб експлуатації підземного сховища для рідинного або газового продукту

Пропонована корисна модель відноситься до газової та нафтової промисловості. Вона може бути використана під час експлуатації підземних схови щ газу (ПСГ) та нафти, створених, зокрема на базі вичерпаних нафтових та нафтоконденсатних родовищ. Найбільш близьким до пропонованого за технічною суттю є спосіб експлуатації підземного сховища для рідинного або газового продукту, побудованого у формації пласта пористої геологічної структури, яка є інертною до продукту, що включає операції циклічного закачування і відбирання продукту з поточним вимірюванням тиску продукту у структурі [Патент РФ № 1427757, МПК 6 B65G5/00, владелец - Украинский научно-исследовательский институт природных газов. Дата п убликации: 1997.04.27, Бюл. № 12/1997]. Недолік описаного способу полягає у тому, що під час експлуатації ПСГ не приділяють належної уваги обґрунтуванню стійкості геологічного середовища проти руйнування в процесі циклічної експлуатації схови щ у пористих резервуарах (закачування та відбирання газу). При цьому, насамперед, не виконують обґрунтування активного та буферного об'ємів зберігання газу і відповідно максимальних та мінімальних пластових тисків для довгочасної та екологічно безпечної роботи ПСГ. При малих обсягах закачування недовикористовуватимуться об'єми природних резервуарів, тимчасом як при збільшених обсягах створюється надлишкове напруження матриці пласта-колектора і виникає небезпека розгерметизації покришки продуктивного пласта і експлуатаційних колон свердловин, а при певних умовах створюються аварійно небезпечні ситуації. Зважаючи на сказане, в основу пропонованої корисної моделі поставлено задачу створення такого способу експлуатації підземного сховища для рідинного або газового продукту, який би дозволив оптимізувати обсяги закачування газу в підземне сховище з точки зору герметичності, що є надзвичайно важливим і актуальним завданням. Поставлена задача вирішується пропонованим способом, який, як і відомий спосіб експлуатації підземного схови ща для рідинного або газового продукту, побудованого у формації пласта пористої геологічної структури, яка є інертною до продукту, включає операції циклічного закачування і відбирання продукту з поточним вимірюванням тиску продукту у стр уктурі, а, відповідно до пропозиції, додатково в процесі експлуатації підземного сховища 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 рівновісному або близькому до нього стані, шляхом закачування і/або відбору продукту з пласта. Тобто, тиск продукту у пласті підтримують у межах, що забезпечує підтримання геологічного середовища у рівновісному або близькому до нього стані шляхом закачування і/або відбирання продукту. Суть пропонованого способу пояснено графічними матеріалами. На Фіг.1 показано залежність пластових тисків ln P від співвідношення глибини і температури ln(h/T). На Фіг.2 показано залежність пластових тисків ln P від співвідношення глибини і температури ln(h/T) для різних гр уп свердловин. На Фіг.3 показано гістограму розподілу закачування (відбору) газу Q=f(t). Де I – зона стійкого стану середовища; II - довірчий інтервал. На Фіг.4 показано гістограму розподілу пластових тисків P=f(t). Де І - зона стійкого стану середовища; II довірчий інтервал. Приклад. Проводили експлуатацію підземного сховища природного газу, побудованого у формації пласта пористої геологічної структури, яка є інертною до продукту. При цьому виконували циклічне закачування і відбирання продукту. Під час циклічного закачування і відбирання продукту виконували поточне вимірюванням тиску продукту у стр уктурі, температури продукту і пластового тиску. За результатами вимірювань визначали стан геологічного середовища у зоні ПСГ. У випадку відхилень згаданих значень від рівновісного стану геологічного середовища регулювали тиск продукту у пласті шляхом закачування і/або відбирання продукту. Для визначення оптимальних параметрів, довгострокової та екологічно безпечної роботи ПСГ скористалися рівнянням стану середовища, в якому густин у газу виражено з урахуванням температури та інших експериментальне визначених параметрів. Рівновагу газової фази у флюїдній системі пористого масиву порід, що знаходяться в полі сил тяжіння, можна описати тотожністю вигляду: é æP 2a ö ù (Pr - Z r R ПИТT ) º êPФ - ç a + + r Ф g ÷ h ú, (1) ç h ÷ Г rh ê è ø ú ë û де Ρr, PФ, Ρ а – тиск газу, флюїду та атмосферний відповідно; r Г – густина вільного газу; Ζ = Ζ ´ (Ρ/ΡК : Τ/ТК ) – коефіцієнт, що характеризує відхилення властивостей реального газу від властивостей ідеального; ΡК,ΤК – критичні тиск та температура; Р RПИТ = ; m R – газова стала; m – маса одного моля газу; r Ф – густина флюїду, тобто густина речовини висотою h, що відлічується від непорушеної поверхні підземних вод; g –прискорення сили тяжіння; а – коефіцієнт поверхневого натягу рідини на межі з газом; r –середній радіус бульбашки газу; [див.: Выговский В. Ф., Козлов Л. Ф. Закономерность изменения давления от температуры и глубины в земной коре и акваториях гидросферы Земли //Бионика.–1991.–№ 24.–С. 5-17]. Нехтуючи першими двома доданками правої частини тотожності (1) і з урахуванням того, що в те хнічній системі одиниць R/μ = 848 g/μ (м 2/сек .К), одержимо вираз для густини газу: r m h h rr = Ф = K , (2) 848Z T T Оскільки Ζ виразу (2) зв'язане із змінною r Ф і з огляду на функціональну залежність згаданих величин від того самого параметра Р, то коефіцієнт К з глибиною зменшується мало, тобто практично залишається сталим. З урахуванням сказаного можна записати: n æh ö æ hö P = r n const = ç ÷ K n const = ç ÷ const' , (3) r Tø è èTø де const'=Кnconst, n – показник ступеню, що набуває значень від С P/СV до n=1 залежно від теплообміну між газом і середовищем, яке містить його; СP і СV – теплопровідність відповідно при сталих тиску і об'ємі. При наявності замірів пластового тиску Ρ і температури Τ на глибинах h1 і h2 числові значення n і const' знаходимо, розв'язавши систему рівнянь n ü æh ö P1 = ç 1 ÷ const' ï çT ÷ ï è 1ø ï ý (4). n ï æ h2 ö P2 = ç ç T ÷ const' ï ÷ ï è 2ø þ Значения параметрів n і const' можна обчислювати залежно від пластового тиску, глибини і температури в логарифмічних координатах. Тангенс кута нахилу прямої до осі абсцис дає значення показника ступеню n, а з ln Ρ, що визначається продовженням прямої до її перетину з віссю ординат, побудованою від початку координат, знаходимо значення const'. Графік функції P=f(h/T) в логарифмічній системі координат, побудований за даними (2) одночасних замірів пластових тисків і температур у свердловинах 52 родовищ ДДЗ, наведено на Фіг.1. Для визначення стану геологічного середовища в процесі циклічної експлуатації на експериментальному ПСГ використано дані термокаротажу 28 свердловин. Графіки залежностей Ρ=f(h/T) наведено на Фіг. 2, з якого видно, що за співвідношенням тиску, глибини і температури свердловини поділяються на три групи. Коефіцієнти апроксимуючих функцій для кожної з трьох груп свердловин визначали аналітичним методом. Основні параметри шуканої функції обчислювали за допомогою способу найменших квадратів за формулами n n n å x i å y i - nå x i y i b1 = i=1 i=1 i=1 2 n æ ö ç xi ÷ - n x2 i ç ÷ è i=1 ø i =1 n å ; (5) å n ö 1æ n ç y i - b1 x i ÷ . (6) ÷ n ç i=1 i =1 è ø Знайдені за допомогою формул (5) та (6) залежності для трьох випадків групування результатів замірювання температур і тисків в свердловинах мають вигляд: для випадку І h ln P = 3,392 + 1,724 ln , (7) T для випадку II h ln P = 3,187 + 1,343 ln ; (8) T для випадку III h ln P = 3,609 - 0,028 ln ; (9) T З одержаних рівнянь стану середовища найближче до рівноважного стану для даного геологічного регіону підходить другий випадок (8), коли n @ 1 3 , що відповідає даним, які наведено на Фіг.1. Інакше кажучи, найближче , до стану рівноваги масив гірських порід на експериментальному ПСГ перебуває під час вимірювання Рпл, і Т в групі свердловин 7, 13, 17, 30, 32, 33, 42, 44, 53 та 55. У цей період масив гірських порід перебуває в стані стійкої рівноваги. Для виявлення стану середовища в процесі закачування та відбору газу побудовано гістограму розподілу закачування та відбору газу (Фіг. 3) і гістограму розподілу пластових тисків (Фіг. 4). На цих графіках показано зони стійкої рівноваги середовища з довірчим інтервалом при заданій імовірності 0,999. Зони визначено по осі абсцис (часу) з 10 січня по 11 березня. З боку верхньої межі цієї зони побудовано довірчий інтервал. На Фіг.3 нуль закачування відповідає буферному об'єму газу в ПСГ, Qб . Якщо активний об'єм закачування позначити через Qa, а загальний об'єм закачуваного в ПСХ газ у через Qз,то b0 = å å Оз=Qб +Qа. (10) З урахуванням втрат газу вираз (10) можна переписати у вигляді Оз=Qб +Qа+О х, (11) де Qx – об'єм втрат газу, що складається із об'ємів міграції газу по тріщинах у покришці і по затрубному простору у вищерозміщені горизонти і на поверхню. Для забезпечення стійкого стану матриці колектора і товщі гірських порід над ним і зниження негативного впливу цього процесу на експлуатаційні колони свердловин та захисту навколишнього середовища, об'єм закачуваного газу, за попередніми даними (див. Фіг.3), для досліджуваного сховища має не перевищувати 800– 850млн.м 3. Тобто, об'єм активного газу Qa можна залишити на проектному рівні, зменшивши при цьому загальний об'єм зберігання на 500–600млн.м 3. Звичайно, можна підвищити точність оцінки Оз, але для цього необхідно провести додаткові дослідження міцнісних характеристик колектора та гірських порід, що вміщують його, а також за спеціальною програмою термокаротаж експлуатаційних свердловин і порівняти їх з іншими вимогами оптимального обсягу підземного зберігання, ув'язати з існуючим облаштуванням сховища та можливостями його розширення або реконструкції. Таким чином, визначивши стан середовища, оптимізують обсяги закачування-відбору газу з ПСГ з точки зору герметичності і забезпечують кращі умови його експлуатації. Аналогічно пропоновний спосіб може бути використаний і для визначення оптимальної експлуатації підземних схови щ нафти, створених, на базі вичерпаних нафтови х та нафтоконденсатних родовищ.