Способ оценки количества приповерхностного газа в газовой ловушке Российский патент 2019 года по МПК E21F7/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для оценки количества приповерхностного газа в газовой ловушке. Оценка необходима для обеспечения безопасности проводимых работ на нефтегазовых объектах, в т.ч. морских в случае наличия приповерхностного газа.

Данные по авариям на морских буровых платформах, связанных с наличием приповерхностного газа, показывают, что в десяти случаях происходили серьезные повреждения буровых агрегатов и гибель людей. Несколько аварий привели к потере устойчивости и разрушению морских сооружений, при этом только прямой ущерб от катастроф составил до нескольких сотен миллионов долларов США (Рокос С.И. Газонасыщенные отложения верхней части разреза Баренцево- Карского шельфа. Автореф. дис. канд. геораф. наук. Мурманск, 2009, 21 с.)

При инженерно-геологических работах, а также при морском разведочном бурении время от времени вскрывают газонасыщенные интервалы, залегающие на небольшой глубине. Такой газ называют приповерхностным газом. Приповерхностный газ при попадании в акваторию под буровым судном разуплотняет морскую воду и может произойти потеря остойчивости судна. В таких случаях применяют дивертор.

Дивертор предназначен для отвода бурового раствора и приповерхностного газа при проявлении. При использовании дивертора скважину не закрывают (превентор при этом не используют), поскольку находящийся под башмаком обсадной колоны (направление) пласт не выдерживает давлений, возникающих при закрытии скважины, и имеется возможность образования грифона. Когда спущено только направление или кондуктор, может произойти прорыв газа на поверхность - грифон, что в свою очередь может стать причиной пожара (International Well Control Forum. AMNGR Education Centre. 1995).

Таким образом, дивертор в основном используют при бурении верхних интервалов (20-700 м). В морском разведочном бурении при использовании дивертора газ по диверторной линии стравливают в атмосферу с учетом розы ветров.

Существуют способы оценки количества приповерхностного газа, основанные на данных высоты фонтана и времени фонтанирования, а также по известной глубине проявления. Эти расчетные оценки количества газа в ловушке являются приближенными.

Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, состоит в определении приповерхностного газа непосредственно в газовой ловушке и в утилизации газа на бытовые нужды.

Для достижения указанного технического результата в предлагаемом способе в газовую линию отвода газа от сепаратора за последним устанавливают расходомер газа и с его помощью замеряют объем газа в поверхностных условиях, затем приводят его к нормальным условиям V₀, измеряют температуру Т и давление Р в тех же условиях и приводят их также к нормальным условиям, получают соответственно Т₀ и Р₀, производят пересчет замеренного количества газа в пластовые условия по формуле:

V - объем газа в газовой ловушке,

z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,

Т - температура и Р - давление в поверхностных условиях,

V₀ - приведенный к нормальным условиям замеренный в поверхностных условиях объем газа,

Р₀ и Т₀ - приведенные к нормальным условиям значения замеренных в поверхностных условиях давления Р и температуры Т,

по найденной величине объема газа V в газовой ловушке вычисляют площадь F газоносности выводя ее из следующей формулы:

V - объем газа в газовой ловушке,

Т - температура и Р - давление в пластовых условиях,

Р₀ и Т₀ - приведенные к нормальным условиям значения давления Р и температуры Т,

m - пористость газонасыщенного интервала залегания приповерхностного газа,

h - газонасыщенная мощность интервала залегания приповерхностного газа,

α - газонасыщенность пористой среды,

z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,

F - площадь газоносности,

по определенной величине F оценивают площадь залегания приповерхностного газа в газовой ловушке, для утилизации приповерхностного газа в газовую линию отвода газа от сепаратора за расходомером устанавливают компрессор, с помощью которого газ отправляют в плавучие резервуары.

При этом величины h, m, z известны по разрезу донных отложений, полученных в результате инженерно-геологических изысканий, а величину а определяют в лабораторных условиях по отобранным ранее пробам состава газа.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1, 2.

На фиг. 1 представлена схема для замера приповерхностного газа, на фиг. 2 - схема утилизации приповерхностного газа.

На фиг. 1 позициями обозначены: 1 - дивертор, 2 - сепаратор, 3 - линия, соединяющая выкидную линию дивертора с входом в сепаратор, 4- расходомер для измерения количества проходящего газа, 5 - патрубок слива жидкости из сепаратора, 6 - патрубок выходной линии из скважины.

Данный замер количества приповерхностного газа можно (в случае проявления) производить при инжерно-геологическом морском бурении и при разведочном морском бурении. По последующему пересчету количества газа, замеренному в поверхностных условиях, можно пересчитать занимаемый в пластовых условиях объем газа. Данные по разрезу донных отложений известны и можно рассчитать объем ловушки приповерхностного газа. Пересчет замеренного количества газа в пластовые условия производят по следующей формуле (Ю.Ф Макогон. Газовые гидраты, предупреждение их образования. М: Недра. 1985, стр. 83; В.А Рабинович, Р.Я Хавин. Краткий химический справочник. М: Химия. 1987, стр. 317):

где V - объем газа в газовой ловушке, Т - температура и Р - давление в поверхностных условиях, V₀ - объем газа замеренный в поверхностных условиях и приведенный к нормальным условиям, Р₀ и Т₀ -приведенные к нормальным условиям замеренные в поверхностных условиях значения давления и температуры, z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа.

По найденному значению объема V в газовой ловушке и используя формулу (2), находим F площадь газоносности, необходимую для оценки площади залегания приповерхностного газа в газовой ловушке.

где V - объем газа в газовой ловушке, Т - температура и Р - давление в пластовых условиях, Р₀ и Т₀ - приведенные к нормальным условиям замеренные в поверхностных условиях значения давления и температуры, m - пористость газонасыщенного интервала и его газонасыщенная мощность - h, α - газонасыщенность пористой среды, z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа, F - площадь газоносности, m-пористость газового пласта (И.С. Гутман. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985).

Из второго уравнения (2) определяют площадь газоносности F.

Для минимизации выбросов газа в окружающую среду за расходомером газа в газовую линию отвода устанавливают компрессор, с помощью которого газ отправляют, например, в плавучие резинотканные резервуары для дальнейшего использования на собственные нужды (фиг. 2).

Изобретение относится к способу оценки количества приповерхностного газа в газовой ловушке. Техническим результатом является определение приповерхностного газа непосредственно в газовой ловушке и в утилизации газа на бытовые нужды. В газовой линии отвода газа устанавливают расходомер газа. С помощью расходомера производят замер газа в поверхностных условиях, приводят его к нормальным условиям. Замеряют в тех же условиях температуру и давление, приводят их также к нормальным условиям. Затем рассчитывают объем газа в газовой ловушке и по этой величине определяют площадь залегания приповерхностного газа. Для утилизации приповерхностного газа в газовую линию за расходомером устанавливают компрессор и с его помощью отправляют газ в резервуары. Изобретение позволяет оценить количественно объем приповерхностного газа непосредственно в газовой ловушке и утилизировать его на бытовые нужды. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ оценки количества приповерхностного газа в газовой ловушке, характеризующийся тем, что в газовой линии отвода газа от сепаратора за последним устанавливают расходомер газа и с его помощью замеряют объем газа в поверхностных условиях, затем приводят его к нормальным условиям V₀, измеряют температуру Т и давление Р в тех же условиях и приводят их также к нормальным условиям, получают соответственно Т₀ и Р₀, производят пересчет замеренного количества газа в пластовые условия по формуле:

где

V - объем газа в газовой ловушке,

z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,

Т - температура и Р - давление в пластовых условиях,

V₀ - приведенный к нормальным условиям замеренный в поверхностных условиях объем газа,

Р₀ и Т₀ - приведенные к нормальным условиям замеренные в поверхностных условиях значения давления и температуры,

по найденной величине объема газа V в газовой ловушке вычисляют площадь F газоносности, выводя из следующей формулы:

где

V - объем газа в газовой ловушке,

Т - температура и Р - давление в пластовых условиях,

Р₀ и Т₀ - приведенные к нормальным условиям замеренные в поверхностных условиях значения давления и температуры,

m - пористость газонасыщенного интервала залегания приповерхностного газа,

h - газонасыщенная мощность интервала залегания приповерхностного газа,

α - газонасыщенность пористой среды,

z - средний коэффициент сверхсжимаемости газа,

F - площадь газоносности,

m - пористость газового пласта,

по найденной величине F оценивают площадь залегания приповерхностного газа в газовой ловушке, для утилизации приповерхностного газа в газовую линию отвода газа от сепаратора за расходомером устанавливают компрессор, с помощью которого газ отправляют в плавучие резервуары.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что величины h, m, z известны по разрезу донных отложений и получены в результате инженерно-геологических изысканий.

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что величину α определяют в лабораторных условиях по отобранным ранее пробам состава газа.

4. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что плавучие резервуары могут быть выполнены резинотканными.