Процес регулювання видобутку газу з використанням родовища-регулятора

Реферат: Процес регулювання видобутку газу з використанням родовища-регулятора включає підключення до магістрального газопроводу родовища-регулятора, періодичне закачування та відбирання газу. Родовище-регулятор, яке утворюється на базі одного із родовищ газу або окремого горизонту, підключають до магістрального газопроводу, який приймає газ із родовищ пізньої стадії розробки. Регулювання режиму роботи цих родовищ здійснюють шляхом підтримування оптимального робочого тиску на ділянці магістрального газопроводу. UA 109100 U (12) UA 109100 U UA 109100 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Корисна модель належить до газовидобувної галузі і призначена для продовження часу розробки виснажених газових родовищ, які подають видобутий газ до магістрального газопроводу. Відомий спосіб використання родовищ для регулювання подачі газу в магістральні газопроводи (Коротаев Ю.П. Избранные труды в трех томах. - Том 3. - М.: Недра, 1999. - с. 141), який включає підключення до магістрального газопроводу родовища-регулятора, періодичне закачування та відбирання газу для регулювання добових коливань та сезонної нерівномірності роботи газопроводу залежно від споживання газу. Недоліком цього способу є те, що таке родовище призначене для регулювання нерівномірності відбору газу з магістрального газопроводу споживачами і не пов'язано з процесом видобутку на інших родовищах. Задачею корисної моделі є спосіб експлуатації одного із родовищ (окремого продуктивного горизонту - у випадку багатопластового родовища, чи блока - у випадку родовища складної геологічної будови), на якому, крім видобування газу, застосовується ще й зворотний процес нагнітання газу. Поставлена задача вирішується шляхом включення в роботу родовища-регулятора в складі газодинамічної системи "магістральний газопровід - родовища газу". Експлуатація одного із родовищ (продуктивного горизонту чи блока) як родовищарегулятора дозволить регулювати режими експлуатації магістрального газопроводу, забезпечуючи при цьому підтримання величини тиску на устях експлуатаційних свердловин в межах оптимальних значень з метою продовження тривалості розробки родовищ. Основним методом стабілізації об'ємів видобутку газу та продовження тривалості експлуатації родовищ, які перебувають на завершальній стадії розробки є підтримання мінімально необхідного значення робочого тиску на устях експлуатаційних свердловин. Експлуатація родовищарегулятора проводиться способом циклічно змінюваних періодів закачування та відбору газу. Газ відбирається із магістрального газопроводу та закачується в пласт-колектор регулятора під час надлишкової завантаженості магістрального газопроводу (літні місяці). Завдяки відбору газу збільшується пропускна здатність на ділянці магістрального газопроводу і з'являються сприятливі умови для приймання газу із родовищ, які перебувають на прикінцевій стадії розробки. За рахунок зниження робочих тисків на устях експлуатаційних свердловин продовжується термін експлуатації родовища. В період найменшої завантаженості магістрального газопроводу, коли забезпечуються технічні умови подачі газу із підключених до нього частково виснажених родовищ, накопичений газ відбирається із пласта-колектора регулятора і подається до магістрального газопроводу. Спосіб організації роботи в складі газодинамічної системи "магістральний газопровід родовища газу" родовища-регулятора на базі родовища газу (окремого горизонту або блока), при цьому експлуатація родовища-регулятора полягає в періодичному відборі газу із магістрального газопроводу і подачею його на зберігання до пласта-колектора родовищарегулятора з метою підтримання оптимального робочого тиску на ділянці магістрального газопроводу, до якої підключені частково виснажені родовища газу, на яких необхідно забезпечити режим розробки при підтриманні мінімального значення тиску на устях експлуатаційних свердловин, що дозволить продовжити термін експлуатації родовищ та одержати додаткові об'єми видобутку газу. Спосіб здійснюється таким чином. При прогнозуванні технологічних режимів експлуатації родовища-регулятора враховувалися nk і режими роботи магістральних поточні показники розробки продуктивного горизонту P1 газопроводів, до яких підключене газоконденсатне родовище (ГКР). Вихідні дані для прогнозування режимів нагнітання та відбору газу із продуктивного nk горизонту P1 наведені у таблиці 1. 50 55 nk Експлуатація горизонту P1 передбачена за рахунок 13 експлуатаційних свердловин при 3 загальному об'ємі зберігання газу 2010,0 млн. м , із якого активний об'єм складатиме 360 млн. 3 3 м , а буферний - 1650 млн. м (фактично як типове підземне сховище, але із надлишковим об'ємом буферного газу). Для забезпечення нагнітання та відбору 360 млн. м активного газу за допомогою 13 експлуатаційних свердловин сезонні нагнітання та відбирання газу будуть доволі тривалими. Період нагнітання триватиме 150 діб, а період відбирання - 210 діб, міжсезонні нейтральні періоди 2-3 доби, при цьому тривалість періодів може коливатись в межах 2-3 діб. 1 UA 109100 U 3 5 10 15 20 3 Загальний обсяг закачаного газу складатиме 225 млн. м газу, решта 135 млн. м газу 3 відбирається із магістральних газопроводів та ЄДК кількістю 900 тис. м за добу і також закачується в пласт. Процес нагнітання газу здійснюється протягом 150 діб (з середини квітня до середини 3 вересня). Режим постійної приймальності "середньої" свердловини - 180 тис. м /добу. Перехід на режим постійного тиску на усті "середньої" свердловини здійснюється у випадку досягнення значення 11,0 МПа. nk Результати експлуатації горизонту P1 як родовища-регулятора наведені у таблиці 2. 3 Середній темп нагнітання газу не перевищує 2,5 млн. м /добу, а пластовий тиск після 3 нагнітання в пласт 360 млн. м газу зростає із 7,55 МПа до 9,06 МПа. Нейтральний міжсезонний період триває 2-3 доби, тому пластовий тиск після нагнітання знижується із 9,06 МПа до 8,84 Мпа. Сезон відбирання газу триває 210 діб. Відбирання газу здійснюється 13 експлуатаційно3 нагнітальними свердловинами, що працюють із дебітами 133,8-146,3 тис.м /добу. 3 Середньодобовий темп відбору газу не повинен перевищувати 1,8 млн.м . Відбір здійснюється при підтримці режиму постійної депресії на пласт 0,5 МПа. Пластовий тиск за 210 діб з початку періоду відбирання знизився до 7,37 МПа, а робочий тиск на усті "середньої" свердловини знизився із 7,32 МПа до 6,03 МПа, що дозволяє забезпечити відбір, підготовку і безкомпресорну подачу всього активного об'єму газу в магістральний газопровід. Таблиця 1 Параметри 1 Максимальний пластовий тиск 2 Мінімальний пластовий тиск на початок першого нагнітання газу в пласт 3 Максимальна добова продуктивність 4 Пластова температура 5 Середня температура в стовбурі свердловини 6 Температура на усті свердловини 7 Критична температура 8 Критичний тиск 9 Середня глибина свердловини 10 Умовний діаметр ліфтової колони 11 Коефіцієнти фільтраційних опорів Одиниці вимірювання МПа МПа 7,6 3 тис. м /добу K K K K МПа м мм 3000,0 324,0 310,8 298,0 197,2 0,47 2062,0 73,0 (кгс / см2 )2  добу "а" 0,212 тис.м3 "b"  (кгс / см2 )2  добу    тис.м3     12 Коефіцієнт гідравлічного опору λ 2S 13 Коефіцієнт е 14 Коефіцієнт Θ 15 Відносна густина газу за повітрям б/р б/р б/р б/р 2 Значення 33,6 2 0,002 0,025 1,35 -5 3,3410 0,6 UA 109100 U Таблиця 2 Об'єм газу 3 млн.м закачаний / відібраний ЧАС Тиск, МПа Гир- РепВиПлало- ресія в бійстовий / депза з почмісяць доби планий вий (робо ресія мі- атку сті (Р (Рпл) -чий) Рплся- циквиб) Ру) Рвиб ць лу Приймальність / дебіт "середньої" свердловини, 3 тис.м /добу Кіль- Серкість едня свер- проддло- уктивин, вність оди- млн. 3 ниць м /добу Видобуток конденсату, тонн нагнітання 1650 7,55 7,55 6,50 Квітень Травен ь Червен ь Липень Серпе нь 14 35,0 35,0 1685 7,70 8,09 6,96 0,39 180,00 13 2,50 31 75,0 110,0 1760 8.01 8,48 7,30 0,47 180,00 13 2,42 30 70,0 180,0 1830 8,31 8,81 7,58 0,50 180,00 13 2,33 31 75,0 255,0 1905 8,62 9,17 7,89 0,55 180,00 13 2,42 31 75,0 330,0 1980 8,93 9,53 8,20 0,60 180,00 13 2,42 Вересе 13 30,0 360,0 2010 9,06 9,74 8,38 0,68 180,00 нь 13 2,31 8,74 8,41 7,24 0,50 146,33 12 1,79 8,51 8,18 7,04 0,50 144,35 12 1,77 8,31 7,97 6,86 0,50 142,53 12 1,67 8,11 7,77 6,68 0,50 140,68 11 1,61 7,88 7,54 6,48 0,50 138,62 13 1,77 7,68 7,33 6,30 0.50 136,71 13 1,79 7,47 7,12 6,12 0,50 134,77 12 1,61 737 13 1,79 Конденсатний фактор як на Прогпонозчатний ку Пото на роз- роб- чний 16 рік екски 8,1 гор. г/м3 плуатації nk P1 4,5 3 24,8 г/м 3 г/м Всього: 150 відбирання Вересе нь Жовте нь Листоп ад Груден ь 14 25,0 25,0 31 55,0 80,0 30 50,0 130,0 31 50,0 180,0 Січень 31 55,0 235,0 Лютий 28 50,0 285,0 Березе 31 50,0 335,0 нь Квітень 14 25,0 360,0 2010 ,0 1985 ,0 1930 ,0 1880 ,0 1805 ,0 1695 ,0 1725 ,0 1675 ,0 1650 ,0 9,03 8,51 7,32 0,50 7,01 6,03 0,50 133,79 620,0 202,5 112,5 1364, 445,5 0 1240, 405,0 0 1240, 405,0 0 1364, 445,5 0 1240, 405,0 0 1240, 405,0 0 247,5 225,0 225,0 247,5 225,0 225,0 620,0 202,5 112,5 8928, 2916, 1620,0 0 0 210 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 5 Процес регулювання видобутку газу з використанням родовища-регулятора, який включає підключення до магістрального газопроводу родовища-регулятора, періодичне закачування та відбирання газу, який відрізняється тим, що родовище-регулятор, яке утворюється на базі одного із родовищ газу або окремого горизонту, підключають до магістрального газопроводу, який приймає газ із родовищ пізньої стадії розробки, а регулювання режиму роботи цих 3 UA 109100 U родовищ здійснюють шляхом підтримування оптимального робочого тиску на ділянці магістрального газопроводу. Комп’ютерна верстка В.Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4