EA039143B1 - Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах - Google Patents
Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах Download PDFInfo
- Publication number
- EA039143B1 EA039143B1 EA202000172A EA202000172A EA039143B1 EA 039143 B1 EA039143 B1 EA 039143B1 EA 202000172 A EA202000172 A EA 202000172A EA 202000172 A EA202000172 A EA 202000172A EA 039143 B1 EA039143 B1 EA 039143B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- wells
- reservoir
- value
- natural gas
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 50
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 3
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области газовой промышленности и предназначено для создания и эксплуатации подземных хранилищ природного газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации ПХГ в водоносном пласте. В способе создания и эксплуатации ПХГ определяют основные и вспомогательные эксплуатационные скважины, через которые закачивают и отбирают природный газ. При этом закачку газа в пласт-коллектор осуществляют в два этапа, измеряя текущее значение пластового давления. Суточную производительность закачки устанавливают в зависимости от измеренных значений пластового давления. Отбор газа осуществляют до достижения значения пластового давления в пласте-коллекторе в интервале от минимального значения пластового давления до гидростатического значения пластового давления.
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности и предназначено для создания и эксплуатации подземных хранилищ природного газа (ПХГ).
Предлагаемый способ создания и эксплуатации ПХГ в водоносном пласте обеспечит возможность эффективного оттеснения пластовой воды при наращивании объемов хранения за счет рационального аккумулирования газа в области эксплуатационного фонда скважин и, как следствие, обеспечит проектные показатели ПХГ, а также минимизирует риски прорыва (растекания газа) за пределы замыкающей изогипсы. Указанный эффект достигается за счет предлагаемого способа эксплуатации.
Известен повсеместно применяемый способ создания подземного газохранилища в водоносном пласте, основанный на бурении газовых скважин с двойной функциональностью (Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М: Струна, 1998, с. 567-572). В цикле закачки газа в водоносный пласт эти скважины эксплуатируют в качестве нагнетательных. В цикле отбора газа те же скважины эксплуатируют в качестве добывающих.
Недостатком данного способа, с точки зрения создания и дальнейшей эксплуатации ПХГ, является отсутствие управления технологическим режимом работы ПХГ для минимизации прорывов и растекания газа.
Неверная стратегия наращивания объемов хранения в ПХГ может привести к прорывам, растеканию газа за пределы замыкающей изогипсы, а также к неэффективному использованию буферного объема газа (недостижение проектного пластового давления, преждевременное обводнение эксплуатационных скважин и т.д.).
Задачей, на решение которой направлен предлагаемый способ, является разработка способа, позволяющего создавать и эксплуатировать подземное хранилище природного газа в водоносных пластах с минимальным значением водного фактора при отборе, а также увеличивать максимальную производительность ПХГ. Активное обводнение эксплуатационного фонда скважин ведет к снижению максимальной суточной производительности ПХГ, увеличению выноса механических примесей с забоев скважин, что в свою очередь ведет к увеличению рисков преждевременного износа и к выходу из строя технологического оборудования, а также к образованию песчаных пробок в лифтовых трубах.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации ПХГ в водоносном пласте. Другими словами, заявленный способ даст возможность продлить безводную эксплуатацию ПХГ, увеличить максимальную производительность, ограниченную наземным оборудованием (далее полка), а также увеличить значение максимальной суточной производительности ПХГ.
Данный технический результат достигается за счет того, что при создании и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах определяют основные и вспомогательные скважины, через которые закачивают и отбирают природный газ, при этом закачку газа осуществляют на первом этапе через центральные основные скважины, с последующим подключением к закачке периферийных основных скважин, измеряют текущее значение пластового давления в пласте-коллекторе, причём суточную производительность закачки природного газа на первом этапе устанавливают не более 40% от возможности максимальной суточной производительности нагнетательного оборудования, первый этап заканчивают при достижении значения пластового давления в пласте-коллекторе не более 100% от значения гидростатического давления залежи, закачку газа осуществляют на втором этапе с производительностью более 40% от возможности максимальной суточной производительности нагнетательного оборудования, до достижения максимального значения активного объёма подземного хранилища природного газа, причём в конце второго этапа закачку газа осуществляют и через вспомогательные скважины, отбор газа осуществляют через основные и вспомогательные скважины до достижения значения пластового давления в пласте-коллекторе в интервале минимальное значение пластового давления - гидростатическое значение пластового давления, причём отбор природного газа через вспомогательные скважины ведут с постоянной производительностью, а отбор газа через основные скважины ведут, начиная от центральных, с последующим подключением к отбору периферийных основных скважин.
Создание и эксплуатация ПХГ в водоносных пластах накладывает жесткие требования на режим эксплуатации и очередность подключения эксплуатационных скважин в отбор/закачку.
Далее будет рассмотрена реализация заявленного способа на примере условного объекта хранения газа (ПХГ-1), структура которого имеет геологические особенности. Этот пример приведен для иллюстрации преимуществ заявленного способа.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен график зависимости суточной производительности ПХГ-1 от нарастающего объема отбора газа.
на фиг. 2 представлена схема ПХГ-1 с выделением основного и придаточного куполов, где приведена структурная карта с указанием значения глубины структуры в абсолютных отметках (-790 и т.д.).
на фиг. 3 представлен график изменения пластового (Рпл) и гидростатического (Ргдр.ст.) давлений по пласту-коллектору ПХГ-1.
на фиг. 4 представлен график зависимости нарастающего водного фактора от нарастающего отбора газа ПХГ-1.
- 1 039143
Способ осуществляют следующим образом.
Рассмотрим реализацию заявленного способа на примере эксплуатации ПХГ-1 с активным водонапорным режимом эксплуатации (технология апробирована на действующем ПХГ).
ПХГ-1 создано на базе истощенного газоконденсатного месторождения. Хранилище полностью разбурено и обустроено. Режим его эксплуатации при отборе целиком зависит от возможностей (максимальных режимов) работы наземной газотранспортной промысловой системы (полка 1 на фиг. 1).
При создании ПХГ-1 был допущен ряд ошибок, приведших к неправильному формированию газовой залежи (фиг. 2). Это способствовало возникновению перетока газа из основного купола 2 в соседний (придаточный) купол 3. Далее при составлении технологического режима эксплуатации ПХГ-1 данный факт не учитывался. В результате в процессе эксплуатации ПХГ-1 переток газа из основного купола 2 увеличивался. Таким образом, объем газа в основном куполе 2 сокращался и увеличивался в соседнем (придаточном) куполе 3. В свою очередь это привело к увеличению числа обводненных эксплуатационных скважин 4, 5 основного купола 2, а также к увеличению объемов попутно извлекаемой пластовой жидкости.
На ПХГ-1 был применен заявленный способ. Основной фонд эксплуатационных скважин на ПХГ-1 был разделен на две группы:
основные скважины 4 - скважины, которые могут работать в пиковом режиме эксплуатации;
вспомогательные скважины 5 - скважины, работающие по специально разработанному базисному режиму эксплуатации.
В начальный период на первом этапе закачку осуществляют через центральные основные скважины, с последующим подключением к закачке периферийных основных скважин, при этом ведется мониторинг значения пластового давления (замеряют устьевое давление остановленной скважины и через устьевое давление по формуле определяют значение пластового давления) пласта-коллектора.
Р = Р es 1 пл г ус , где
Ру - устьевое давление, кгс/см2;
es - поправка на вес столба газа.
Закачку осуществляют низкими темпами с производительностью не более 40% от возможности максимальной суточной производительности нагнетательного оборудования до значения гидростатического давления (давление столба воды над условным уровнем, которое определяют на стадии начала создания подземного хранилища газа) пласта-коллектора. Данный интервал производительности (до 40%) позволит плавно выровнять (расформировать) образовавшуюся в результате отбора газа депрессионную воронку и тем самым увеличить переток газа из соседнего (придаточного) купола 3 в основной купол 2 (за счет продления периода стягивания газовой залежи), а также избежать прорывов газа из основного купола 2 в соседний (придаточный) купол 3. Первый этап закачки заканчивают при достижении значения пластового давления в пласте-коллекторе не более 100% от значения гидростатического давления залежи (точка Б на фиг. 3). На втором этапе закачку осуществляют с производительностью более 40% (для более эффективного оттеснения пластовой жидкости по глубине) от возможности максимальной суточной производительности нагнетательного оборудования, до достижения максимального значения активного объёма (часть общего объема газа подземного хранилища, которая может быть отобрана при его эксплуатации в период повышенной потребности газа) ПХГ (точка А на фиг. 3), причём в конце второго этапа закачку газа осуществляют и через вспомогательные скважины 5. На этапе отбора газа отбор газа осуществляют через основные 4 и вспомогательные 5 скважины до достижения значения пластового давления в пласте-коллекторе в интервале: минимальное значение пластового давления (это давление при отборе из ПХГ всего активного объема газа) - гидростатическое значение пластового давления. Данный интервал изменения пластового давления позволит создать необходимую депрессионную воронку в области эксплуатационных скважин и увеличить переток газа из соседнего (придаточного) купола 3 в основной купол 2, а приведенная выше схема подключения в работу эксплуатационных скважин 4, 5 позволила увеличить обратный переток газа в основной купол 2. При этом нагрузка при отборе идет на эксплуатационные скважины 4, расположенные в центральной части основного купола 2. Вспомогательные скважины 5 в области перетока работают в базисном (равномерном) режиме с выводом их из эксплуатации по мере их обводнения.
Таким образом, реализация данного технического решения привела к увеличению пластового давления (фиг. 3) в ПХГ-1, а также сокращению объемов добываемой пластовой жидкости (фиг. 4). На фиг. 4 показана зависимость нарастающего водного фактора от нарастающего отбора газа до реализации данного технического решения (2016-2017 и 2017-2018 гг.) и после (2018-2019 гг.). Данный показатель улучшился почти в 2 раза.
Данные действия следует повторять в вышеизложенной последовательности при циклической эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах.
Осуществление предложенного способа возможно на базе типовых технических средств, которыми оснащено любое ПХГ.
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет повысить эффективность эксплуатации ПХГ в
-2 039143 водоносном пласте, т.е. заявленный способ дает возможность продлить безводную эксплуатацию ПХГ, увеличить максимальную производительность, ограниченную наземным оборудованием, а также значение максимальной суточной производительности ПХГ. Другими словами, эксплуатация ПХГ по заявленному способу позволяет сократить количество попутно извлекаемой пластовой воды, эффективно оттеснять пластовую жидкость из залежи, минимизируя риски прорыва природного газа и его миграции за пределы замыкающей изогипсы, и, как следствие, увеличить газонасыщенную толщину пластаколлектора, повысить пластовое давление на конец закачки и, в результате, увеличить полку максимальной суточной производительности.
Claims (1)
- Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах, заключающийся в том, что определяют основные и вспомогательные эксплуатационные скважины, через которые закачивают и отбирают природный газ, при этом закачку газа в пласт-коллектор осуществляют на первом этапе через центральные основные скважины, с последующим подключением к закачке периферийных основных скважин, измеряют текущее значение пластового давления в пласте-коллекторе, причём суточную производительность закачки природного газа на первом этапе устанавливают не более 40% от возможности максимальной суточной производительности нагнетательного оборудования, первый этап заканчивают при достижении значения пластового давления в пласте-коллекторе не более 100% от значения гидростатического давления залежи, закачку газа осуществляют на втором этапе с производительностью более 40% от возможности максимальной суточной производительности нагнетательного оборудования, до достижения максимального значения активного объёма подземного хранилища природного газа, причём в конце второго этапа закачку газа осуществляют и через вспомогательные скважины, отбор газа осуществляют через основные и вспомогательные скважины до достижения значения пластового давления в пласте-коллекторе в интервале от минимального значения пластового давления до гидростатического значения пластового давления, при этом отбор газа через основные скважины ведут, начиная от центральных, с последующим подключением к отбору периферийных основных скважин, причём отбор природного газа через вспомогательные скважины ведут с постоянной производительностью.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202000172A EA039143B1 (ru) | 2020-03-27 | 2020-03-27 | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202000172A EA039143B1 (ru) | 2020-03-27 | 2020-03-27 | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA202000172A1 EA202000172A1 (ru) | 2021-09-30 |
| EA039143B1 true EA039143B1 (ru) | 2021-12-09 |
Family
ID=77912667
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA202000172A EA039143B1 (ru) | 2020-03-27 | 2020-03-27 | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA039143B1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3807181A (en) * | 1971-05-29 | 1974-04-30 | Edeleanu Gmbh | Underground storage of gas |
| EA200700301A1 (ru) * | 2006-12-22 | 2008-02-28 | Ковалёв, Адольф Апполонович | Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений |
| RU2377172C1 (ru) * | 2008-07-04 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях |
| RU2716673C1 (ru) * | 2019-05-13 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ эксплуатации подземного газохранилища |
-
2020
- 2020-03-27 EA EA202000172A patent/EA039143B1/ru unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3807181A (en) * | 1971-05-29 | 1974-04-30 | Edeleanu Gmbh | Underground storage of gas |
| EA200700301A1 (ru) * | 2006-12-22 | 2008-02-28 | Ковалёв, Адольф Апполонович | Способ разработки выработанных и списанных с баланса нефтяных и газоконденсатных месторождений |
| RU2377172C1 (ru) * | 2008-07-04 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях |
| RU2716673C1 (ru) * | 2019-05-13 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ эксплуатации подземного газохранилища |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA202000172A1 (ru) | 2021-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107066769B (zh) | 适用于超深层裂缝型碳酸盐岩储层的高效酸化设计方法 | |
| CN107842392A (zh) | 一种盐穴储气装置 | |
| CN110644958B (zh) | 一种砂岩油藏薄差油层注水井注入大规模驱油液措施的选井选层方法 | |
| CN203530996U (zh) | 多井点组合降水设施 | |
| CN103195477A (zh) | 一种井下巷道高承压涌水的自流排水系统 | |
| CN104100237B (zh) | 一种煤层气井的排采方法 | |
| CN111852432A (zh) | 一种地面控制水力脉冲装置及其应用 | |
| RU2354810C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины | |
| EA039143B1 (ru) | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в водоносных пластах | |
| CN117605533A (zh) | 一种连通井“l”型溶腔储气库储气间歇期扩容调控方法 | |
| CN103615014B (zh) | 一种软土基坑的降水装置及其使用方法 | |
| CN109989733B (zh) | 一种溶洞型油藏油井注氮气采油方法及系统 | |
| CN113051746A (zh) | 一种致密油体积压裂井最优油嘴尺寸的确定方法 | |
| CN114757029B (zh) | 海上长水平井α-β波多级降排充填施工模拟方法及系统 | |
| CN111101900A (zh) | 一种油井井下辅助开采工具 | |
| CN205012973U (zh) | 一种机抽排液采气装置 | |
| CN111927413B (zh) | 一种注聚井定压注入合理井底压力的确定方法 | |
| CN114622873A (zh) | 一种页岩气井生产阶段的划分方法 | |
| RU2361072C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN204457576U (zh) | 机械堵水管柱 | |
| CN203783536U (zh) | 超深井高压注气深抽一体化管柱 | |
| CN204532295U (zh) | 一种接替压气采油装置 | |
| CN204551507U (zh) | 一种岩石地基小导管局部降水装置 | |
| CN103741703B (zh) | 一种辐射井用压水井式虹吸排水装置 | |
| CN113461080A (zh) | 岩溶矿区煤矿井下利用陷落柱净化水资源系统及方法 |