Спосіб експлуатації підземного сховища газу

1. Спосіб експлуатації підземного сховища газу в умовах неоднорідності пластів, що включає періодичне закачування природного газу у сховище, зберігання природного газу у сховищі, відбирання природного газу із сховища та закачування інертного газу як буферного у схови ще через інтервали перфорації свердловин, який відрізняється тим, що інертний газ закачують у низькопроникну частину пласта-колектора, а додаткові об'єми природного газу, які одержують в результаті закачування інертного газу як буферного, відбирають із високопроникної частини пласта-колектора і/або низькопроникної частини пласта-колектора залежно від рівня готовності свердловин, через які відбирають додаткові об'єми природного газу, і фізико-хімічного складу природного газу, який відбирають, при цьому свердловини для закачування інертного газу і відбирання додаткових об'ємів природного газу вибирають із існуючого фонду свердловин підземного сховища газу, які, у разі відсутності відповідної перфорації, перфорують додатково, і/або бурять і відповідно перфорують додаткові свердловини, а кількість та місце розміщення свердловин визначають, враховуючи літологічні та ємнісні властивості пласта-колектора, обсяги і темп закачування інертного газу та обсяги і темп відбирання додаткових об'ємів природного газу. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що інертний газ закачують через свердловини з інтервалом перфорації у низькопроникній частині пластаколектора і/або свердловини з інтервалами перфорації у низько- і високопроникній частинах плас 2 (19) 1 3 34177 4 який відбирають із сховища, і, залежно від резулькість, місце розміщення та інтервали перфорації татів спостережень, змінюють відповідно обсяги, свердловин для закачування інертного газу і відтемп закачування інертного газу і відбирання добирання додаткових об'ємів природного газу. даткових об'ємів природного газу, а також кіль Корисна модель відноситься до технології експлуатації підземних сховищ газу (ПСГ) з використанням інертного газу як буферного і може бути використаний у газовій промисловості в процесі циклічної експлуатації ПСГ, створених на базі виснажених газових, газоконденсатних покладів та водоносних пластів в умовах їх неоднорідності. Робота будь-якого ПСГ передбачає формування буферного об'єму газу в пласті, роль якого полягає у забезпеченні безводної експлуатації ПСГ і необхідної пластової енергії для можливості відбирання всього активного об'єму газу. Тому для підвищення економічної ефективності експлуатації ПСГ існує потреба у створенні оптимальної технології заміщення якомога більшої частини буферного газу газом нижчої вартості. Відомий спосіб створення ПСГ у водоносному пласті, згідно з яким для формування буферного об'єму газу у пласт закачують інертний газ із вищезалягаючого азотного покладу, що приурочений до єдиного антиклінального підняття. [Использование инертных газов на подземных газохранилищах в пористых пластах. Газовая промышленность // Серия: "Транспорт, переработка и использование газа в зарубежных странах". ВНИИЭгазпром, 1989. - вып.7. -С.1-8]. Основним недоліком цього способу є досить велика ймовірність дисперсії (змішування) азоту й природного газу, що може спричинити зниження якості газу, який відбирають з ПСГ у процесі експлуатації. Відомий також спосіб створення ПСГ у соляних кавернах, що передбачає використання більш дешевого інертного газу як буферного, шляхом його відокремлення від активного газу гнучкою непроникною мембраною, прикріпленою по контуру до стінок каверни, для запобігання можливості дисперсії газів [Патент US5052856, B65G5/00, 1991р.]. Недоліком цього способу є збільшення витрат на облаштування ПСГ. Відомий також спосіб експлуатації ПСГ у водоносному пласті, вибраний як найближчий аналог, що включає закачування суміші вуглекислого газу з азотом як буферного газу у центральну частину стр уктури і витіснення його на периферію природним газом [Опыт “Газ де Франс" по замещению части буферного газа ПХГ выхлопными газами. Газовая промышленность // Серия: "Транспорт, переработка и использование газа в зарубежных странах". ВНИИЭгазпром, 1989. вып.17.-С.1-7]. Недоліком цього способу є погіршення технікоекономічних показників внаслідок дисперсії газів, поступового вилучення інертного газу і зниження кондиційності природного газу, який відбирають з ПСГ, а також високої вартості даної технології. Вищевикладене свідчить про те, що проблема покращення техніко-економічних показників експлуатації ПСГ, створених на базі виснажених газових, газоконденсатних покладів та водоносних пластів в умовах їх значної неоднорідності шляхом заміщення буферного газу інертним газом є досить актуальною. Але без застосування оптимальної технології закачування інертного газу в пласт покращити техніко-економічні показники ПСГ практично неможливо. Пошук ефективних технологічних і технічних рішень щодо експлуатації ПСГ із заміщенням буферного газу більш дешевим інертним газом займає першочергове значення, оскільки технологію експлуатації ПСГ із застосуванням інертного газу як буферного практично не використовують у зв'язку з тим, що виникає проблема зниження кондиційності природного газу, який відбирають з ПСГ, внаслідок прояву процесу дисперсії газів (інертного та природного) під час циклічної експлуатації газосховища. В основу корисної моделі покладено задачу створення такого способу експлуатації ПСГ, в якому за рахунок введення регульованого закачування інертного газу у пласт для заміщення частини буферного газу на етапі циклічної експлуатації ПСГ, буде отримано можливість відбирати додаткові об'єми природного газу, мінімізувати процес дисперсії газів і непередбачене вилучення інертного газу, і, тим самим, забезпечити необхідну якість природного газу, який відбирають з ПСГ у процесі експлуатації, та покращення технікоекономічних показників роботи ПСГ. Поставлена задача вирішується тим, що у способі експлуатації підземного сховища газу в умовах неоднорідності пластів, що включає періодичне закачування природного газу у сховище, зберігання природного газу у схови щі, відбирання природного газу із сховища та закачування інертного газу як буферного у сховище через інтервали перфорації свердловин, згідно з корисною моделлю інертний газ закачують у низькопроникну частину пласта-колектора, а додаткові об'єми природного газу, які одержують в результаті закачування інертного газу як буферного, відбирають із високопроникної частини пластаколектора і/або низькопроникної частини пластаколектора залежно від рівня готовності свердловин, через які відбирають додаткові об'єми природного газу, і фізико-хімічного складу природного газу, який відбирають. При цьому свердловини для закачування інертного газу і відбирання додаткових об'ємів природного газу вибирають із існуючого фонду свердловин підземного сховища газу, які, у разі відсутності відповідної перфорації, перфорують додатково, і/або бурять і відповідно перфорують додаткові свердловини, а кількість та місце розміщення свердловин визначають, врахо 5 34177 6 вуючи літологічні та ємнісні властивості пластатання ізолюючих елементів дозволяє унеможливиколектора, встановлені обсяги і темп закачування ти змішування природного та інертного газів у інертного газу та обсяги і темп відбирання додатстволах свердловин, через які інертний газ закакових об'ємів природного газу. чують у низькопроникну частину пласта-колектора. Заміщення частини буферного газу інертним Можуть бути використані також будь-які варіанти газом згідно із способом, що пропонується, забезпоєднання вищезазначених свердловин залежно печує підтримання на відповідному рівні пластової від технологічної необхідності та з метою раціонаенергії, необхідної для забезпечення безперебійльного використання коштів. ного постачання природного газу споживачам, У разі відсутності свердловин у периферійних безводну та стабільну експлуатацію ПСГ відповід(крайових) зонах підземного сховища газу, які доно до проектних показників. При цьому капіталовкцільно задіяти у процесі заміщення частини буфеладення на експлуатацію ПСГ значно знижуються, рного газу інертним, бурять додаткові свердловиі з'являється можливість вилучення додаткових ни і перфорують їх у низькопроникній частині об'ємів природного газу, який використовувався пласта-колектора, через яку закачують інертний раніше як буферний. Таким чином, запропоноване газ. Також, у додатково пробурених свердловинах технічне рішення щодо регулювання руху інертноможливе їх розкриття перфорацією у високопрониго і природного газів по фільтраційних каналах кній частині пласта-колектора, через яку провонизько- і високопроникної частин пласта-колектора дять спостереження за динамікою пластового тисдозволяє забезпечити відбирання додаткових об'ку та фізико-хімічним складом природного газу, ємів природного газу одночасно із закачуванякий відбирають із сховища, і, залежно від резульням/відбиранням активного об'єму газу без загрози татів спостережень, змінюють відповідно обсяги, отримання некондиційного газу в продукції свердтемп закачування інертного газу, а також кількість, ловин, тобто мінімізувати дисперсію газів у пласті. місце розміщення та інтервали перфорації свердПроцес заміщення частини буферного газу ловин для закачування інертного газу. У таких інертним газом під час експлуатації ПСГ і відбисвердловинах між низько- і високопроникною часрання додаткових об'ємів природного газу із ПСГ, тинами встановлюють ізолюючий елемент. створених на базі виснажених газових, газоконде3. Інертний газ закачують у низькопроникну нсатних покладів та водоносних пластів в умовах частину пласта-колектора у проміжки часу, коли їх значної неоднорідності, тобто наявності високоіснує перевищення градієнта пластового тиску в і низькопроникних частин у пласті-колекторі, відбузоні закачування/відбирання природного газу вається наступним чином. (розміщення експлуатаційного фонду свердловин) 1. Детально вивчають і уточнюють геологічну над градієнтом пластового тиску в периферійних будову ПСГ, зокрема, межі структури, проектний і зонах. Це здійснюють з метою упередження пропоточний контури газоносності, а у випадку блокосування інертного газу в зону розміщення експлуавості - їх літологічн у або тектонічну екранованість, таційних свердловин і отримання некондиційного зонально-площинну неоднорідність пластаприродного газу в продукції експлуатаційних сверколектора, розповсюдження літологічних та ємнісдловин під час відбирання з ПСГ активного об'єму них властивостей пласта-колектора в межах стругазу. ктурної пастки. 4. Відбирання додаткових об'ємів природного 2. Виділяють у периферійних (крайових) зонах газу здійснюють з високопроникної частини пласабо блоках ПСГ, що характеризуються наявністю та-колектора одночасно із закачуванням інертного слабодренованих ділянок, малою товщиною та газу у низькопроникну частину пласта-колектора різною проникністю пласта-колектора, свердловита закачуванням/відбиранням активного об'єму ни, через які планують закачувати інертний газ у газу в/із ПСГ. Кількість свердловин визначають з низькопроникну частину пласта-колектора. Кільурахуванням запланованих обсягів і темпу відбикість свердловин визначають з урахуванням зарання додаткових об'ємів природного газу для планованих обсягів і темпу закачування інертного забезпечення його необхідної кондиційності. При газу таким чином, щоб забезпечити його рівномірцьому економія коштів буде більшою, якщо свердне просування по низькопроникній частині і мініміловини вибирають із існуючого фонду свердловин зувати дисперсію газів. При цьому економія коштів ПСГ (експлуатаційні, нагнітальні, експлуатаційнобуде більшою, якщо свердловини вибирають із нагнітальні, ліквідовані, геофізичні та спостережні існуючого фонду свердловин ПСГ (експлуатаційні, усі х видів), які, у разі відсутності перфорації, пернагнітальні, експлуатаційно-нагнітальні, ліквідовафорують додатково у високопроникній частині ні, геофізичні та спостережні усіх видів), які, у разі пласта-колектора, або використовують свердловідсутності перфорації, перфорують додатково у вини з наявними інтервалами перфорації у висонизькопроникній частині пласта-колектора, або копроникній частині пласта-колектора, або у низьвикористовують свердловини з наявними інтервако- і високопроникній частинах пласта-колектора, в лами перфорації у низькопроникній частині пласкожній з яких між низько- і високопроникною часта-колектора, або у низько- і високопроникній частинами встановлюють ізолюючий елемент, або у тинах пласта-колектора, в кожній з яких між низькопроникній частині пласта-колектора, в кожнизько- і високопроникною частинами встановлюній з яких перфорують додатково високопроникну ють ізолюючий елемент, наприклад, пакер, або у частину, а між високо- і низькопроникною частивисокопроникній частині пласта-колектора, в кожнами встановлюють ізолюючий елемент. Викорисній з яких перфорують додатково низькопроникну тання ізолюючих елементів дозволяє унеможливичастину, а між високо- і низькопроникною частити змішування природного та інертного газів у нами встановлюють ізолюючий елемент. Викорисстволах свердловин, через які відбирають додат 7 34177 8 кові об'єми природного газу з високопроникної циклічної експлуатації ПСГ. Планомірне заміщення частини пласта-колектора. Відбирання додаткових частини буферного газу інертним газом шляхом об'ємів природного газу здійснюють до моменту його регульованого закачування у низькопроникну досягнення проектної величини мінімального плачастину пласта-колектора через свердловини з стового тиску у ПСГ, після чого відбирання газу інтервалом перфорації у низькопроникній частині, припиняють. Можуть бути використані також будьдозволяє здійснювати відбирання додаткових об'які варіанти поєднання вищезазначених свердлоємів природного газу з високопроникної частини вин залежно від технологічної необхідності та з пласта-колектора через свердловини з інтервалом метою раціонального використання коштів. перфорації у високопроникній частині, знижує моУ випадку відсутності свердловин у зонах піджливість дисперсії газів і відбирання неякісного земного сховища газу, які доцільно задіяти на відгазу, а також дозволяє поліпшити технікобирання додаткових об'ємів природного газу, буекономічні й експлуатаційні показники ПСГ. рять додаткові свердловини, перфорують в них Запропонований спосіб пояснюється за доповисокопроникну частину пласта-колектора, через могою схем, де зображено на: яку відбирають додаткові об'єми природного газу. - Фіг.1 - схема розкриття перфорацією свердУ пробурених свердловинах, крім відбирання доловин для закачування інертного газу у низькодаткових об'ємів природного газу, проводять спопроникну частину пласта-колектора та відбирання стереження за динамікою пластового тиску та фідодаткових об'ємів природного газу з високопрозико-хімічним складом природного газу, який никної частини пласта-колектора; відбирають із сховища, і, залежно від результатів - Фіг.2 - схема розкриття перфорацією свердспостережень, змінюють відповідно обсяги, темп ловин для закачування інертного газу у низьковідбирання додаткових об'ємів природного газу, а проникну частину пласта-колектора та відбирання також кількість, місце розміщення та інтервали додаткових об'ємів природного газу з високопроперфорації свердловин для відбирання додатконикної частини пласта-колектора з ізолюючими вих об'ємів природного газу. елементами між низько- і високопроникною части5. Додаткові об'єми природного газу відбиранами пласта-колектора; ють через експлуатаційні свердловини з можли- Фіг.3 - схема розкриття перфорацією свердвими інтервалами перфорації у високо- і/або низьловин для закачування інертного газу у низькокопроникній частинах пласта-колектора відповідно проникну частину пласта-колектора та відбирання з високо- і/або низькопроникної частин пластадодаткових об'ємів природного газу з високо- і/або колектора, при умові їх досить значної віддаленоснизькопроникної частин пласта-колектора. ті від свердловин, через які закачують інертний Спосіб реалізують наступним чином. газ, для запобігання просування інертного газу в Можуть бути використані різноманітні комбіназону закачування/відбирання природного газу і ції з використанням свердловин існуючого фонду змішування газів. Відбирання додаткових об'ємів і/або пробурених додатково для забезпечення природного газу через експлуатаційні свердловини ефективного заміщення частини буферного газу здійснюють одночасно із закачуванінертним газом з додатковим відбиранням прироням/відбиранням активного газу. Для контролю дного газу в процесі експлуатації ПСГ. Як приклад, якості газу, який відбирають із сховища через екснаведено основні з них. плуатаційні свердловини, проводять постійні споПриклад 1. У процесі циклічної експлуатації стереження за фізико-хімічним складом природноПСГ для заміщення частини буферного газу закаго газу, на підставі чого вносять відповідні чують інертний газ у низькопроникну частину 1 коригування темпу закачування інертного газу та пласта-колектора по свердловинах 4 через ліфтовідбирання додаткових об'ємів природного газу. ву колону 8 та інтервали перфорації 5. Витіснений 6. В окремих випадках існуючі свердловини природний газ по фільтраційних каналах між глиі/або пробурені додатково, через які закачують нистими лінзовидними прошарками 3 надходить у інертний газ у низькопроникну частин у пластависокопроникну частину 2 пласта-колектора, звідколектора, з наявними інтервалами перфорації у ки його додатково відбирають через інтервал низько- і високопроникній частинах пластаперфорації 7 та ліфтову колону 8, розміщену у колектора, використовують для відбирання додатсвердловині 6 (Фіг.1). кових об'ємів природного газу з високопроникної Приклад 2. Свердловину 9 існуючого фонду з частини пласта-колектора при умові забезпечення інтервалом перфорації 7 у високопроникній частинеобхідної кондиційності природного газу, який ні 2 пласта-колектора, яка розміщена у перифевідбирають, та в проміжки часу, коли інертний газ рійній зоні ПСГ, облаштовують для закачування не закачують у низькопроникну частину пластаінертного газу у низькопроникну частину 1 пластаколектора. В кожній з таких свердловин між низьколектора, для цього розкривають в ній перфорако- і високопроникною частинами встановлено цією 5 низькопроникну частину 1 пластаізолюючий елемент для унеможливлення змішуколектора, а між високо- і низькопроникною частивання природного та інертного газів у ствола х свенами 2 і 1 у свердловині встановлюють ізолюючий рдловин. елемент 10. Іншу свердловину 11 існуючого фонду Таким чином, слід відзначити, що використанз наявними інтервалами перфорації 5 і 7 у низьконя запропонованої схеми розкриття перфорацією і високопроникній частинах 1 і 2 відповідно, яка свердловин ПСГ дозволяє ефективно регулювати також розміщена у периферійній зоні ПСГ, облашпросування інертного газу по різнопроникних ділятовують для закачування інертного газу у низьконках пласта-колектора і оптимально заміщува ти проникну частину 1 пласта-колектора, для цього частину буферного газу інертним газом на стадії між низько- і високопроникною частинами 1 і 2 у 9 34177 10 свердловині встановлюють ізолюючий елемент 10. ліквідованих - 15. У процесі експлуатації ПСГ, тобСвердловину 12 існуючого фонду з інтервалом то закачуванні/відбиранні активного об'єму газу, перфорації 5 у низькопроникній частині 1 пластазадіяні 30 експлуатаційних свердловин. Для заміколектора облаштовують для відбирання додаткощення частини буферного газу шляхом закачуванвих об'ємів природного газу з високопроникної ня інертного газу у пласт-колектор і відповідного частини 2 пласта-колектора, для цього перфорацівідбирання додаткових об'ємів природного газу єю 7 розкривають в ній високопроникну частину 2 необхідно облаштувати 10 свердловин з існуючого пласта-колектора, а між високо- і низькопроникною фонду або додатково пробурити їх. Облаштування частинами 2 і 1 у свердловині встановлюють ізосвердловин із числа експлуатаційних неможливе, люючий елемент 10. оскільки зменшення кількості працюючих свердлоУ процесі заміщення інертний газ закачують у вин не забезпечить відбирання/закачування актинизькопроникну частину 1 пласта-колектора по вного об'єму газу в проектних обсягах, а буріння свердловинах 9 і 11 через інтервали перфорації 5, нових вимагає додаткових капіталовкладень. а відбирання додаткових об'ємів природного газу Однак, на тих ділянках ПСГ, де планується заздійснюють з високопроникної частини 2 пластакачування інертного газу, існують ліквідовані і споколектора по свердловині 12 через інтервал перстережні свердловини, які можна використати для форації 7. Використання ізолюючих елементів 10 закачування інертного газу. Тому для зменшення дозволяє унеможливити змішування природного капітальних вкладень у процес заміщення частини та інертного газів у стволах свердловин 9 і 11, чебуферного газу інертним і покращення технікорез які закачують інертний газ у низькопроникну економічних показників для закачування інертного частину 1 пласта-колектора, та у стволі свердлогазу у пласт-колектор і відбирання додаткових об'вини 12, через яку відбирають додаткові об'єми ємів природного газу відновлюють 8 свердловин із природного газу з високопроникної частини 2 плачисла ліквідованих та облаштовують 2 спостережста-колектора. В окремих випадках, свердловини 9 ні свердловини на пласт-колектор за наступною і 11, через які закачують інертний газ у низькопросхемою: никну частину 1 пласта-колектора, можуть бути - для закачування інертного газу у низькопровикористані для відбирання додаткових об'ємів никну частину пласта-колектора відновлюють 5 природного газу з високопроникної частини 2 пласвердловин з числа ліквідованих, які перфорують ста-колектора при умові забезпечення необхідної у низькопроникній частині; кондиційності природного газу, який відбирають, - для відбирання додаткових об'ємів природта в проміжки часу, коли інертний газ не закачують ного газу з високопроникної частини пластау низькопроникну частину 1 пласта-колектора колектора відновлюють 3 свердловини з числа (Фіг.2). ліквідованих, які перфорують у високопроникній Приклад 3. Інертний газ закачують у низькочастині, та облаштовують 2 спостережні свердлопроникну частину 1 пласта-колектора по свердловини, які мають інтервал перфорації у низькопровині 4 через інтервал перфорації 5, а додаткові никній частини, шляхом встановлення пакерів між об'єми природного газу відбирають з високопронинизько- і високопроникною частинами і додаткової кної частини 2 та низькопроникної частини 1 пласперфорації високопроникної частини пластата-колектора через експлуатаційні свердловини колектора. 13, 14, 15 з інтервалами перфорації 5 і/або 7, при Закачування інертного газу здійснюють у низьумові, якщо свердловина 4 досить віддалена від копроникну частину пласта-колектора через 5 свесвердловин 13, 14, 15 (Фіг.3). рдловин з інтервалами перфорації у низькопрониДля кожного окремо взятого підземного схокній частині, наприклад, із середньою вища газу відстань експлуатаційних свердловин приймальністю однієї свердловини, що коливаєтьвід свердловин, через які закачують інертний газ, ся в межах 30-60тис.м 3/добу, а відбирання додатвизначають індивідуально, залежно від літологічкових об'ємів природного газу здійснюють з висоних та ємнісних властивостей пласта-колектора, а копроникної частини пласта-колектора через 5 також обсягів і темпу закачування інертного газу та свердловин з інтервалами перфорації у високообсягів і темпу закачування/відбирання активного проникній частині пласта і дебітом однієї свердлогазу в/з ПСГ і відбирання додаткових об'ємів привини близько 30-60тис.м 3/добу. Тобто, об'єм природного газу, з обов'язковим урахуванням фактичродного газу, який відбирають додатково, буде ної швидкості фільтрації інертного газу в пористопрактично рівний об'єму інертного газу, що закаму середовищі пласта-колектора. чують у ПСГ, внаслідок майже однакових коефіціЯкщо провести розрахунки на прикладі гіпотеєнтів стисливості газів. тичного ПСГ з високою неоднорідністю пласта, то За один рік регульованого закачування інертвони виглядатимуть наступним чином. Газосховиного газу у пласт згідно із запропонованим спосоще експлуатують у циклічному режимі на глибині бом очікуване відбирання додаткових об'ємів при570м на базі виснаженого газового родовища із родного газу складе близько 21-42млн.м 3, що в залишковими запасами газу 100млн. м 3, із загальгрошовому еквіваленті при ціні на природний газ ним об'ємом зберігання 600млн.м 3 газу при мак179,5 доларів США за 1000м 3 складатиме 2,1симальному пластовому тиску 57кгс/см 2, в тому 4,2млн. доларів США. Крім того, економія коштів у числі активний газ складає 300млн. м 3, буферний разі використання відновлених ліквідованих і спогаз - 300млн.м 3 при мінімальному пластовому тисстережних свердловин замість буріння нових ку 37кгс/см 2. Загальний фонд свердловин ПСГ складе близько 1,7млн. доларів США. Таким чискладається із 55 свердловин, у тому числі ексном, загальний прибуток від реалізації способу плуатаційних - 30, спостережних усі х видів - 10, сягатиме 3,8-5,9млн. доларів США на рік. 11 34177 12 Таким чином, запропонований спосіб експлуаколекторі, що, тим самим, забезпечить покращентації підземного сховища газу дозволить вилучи ти ня техніко-економічних показників експлуатації додаткові об'єми природного газу, мінімізувати ПСГ. дисперсію природного та інертного газів у пласті 13 Комп’ютерна в ерстка В. Мацело 34177 Підписне 14 Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601