Способ создания подземного хранилища газ в водоносной геологической структуре Российский патент 2022 года по МПК B65G5/00 

Изобретение относится к области подземного хранения природного газа в водоносных геологических структурах, в частности к методам управления движением газоводяного контакта (ГВК) в этих структурах при создании подземного хранилища природного газа (ПХГ).

В начальный период создания ПХГ в водоносных пластах оно представляет собой совокупность микрохранилищ, которые в первые циклы эксплуатации не образуют единый газовый объем (пузырь) вследствие наличия неоттесненной пластовой воды в межскважинных пространствах. Газодинамическое воздействие на водоносный пласт в процессе заполнения подземного хранилища создает неуправляемое образование целиков пластовой воды, окруженных со всех сторон закачиваемым природным газом. Эти целики с размерами, сопоставимыми с межскважинными расстояниями, являются источниками непроектного (преждевременного) обводнения ПХГ. Стабильная циклическая эксплуатация ПХГ наступает в момент соединения всех эксплуатационных скважин в единый газонасыщенный объем что, как показывает практика, достигается не менее чем за 7-8 лет и, в свою очередь, сопряжено с уменьшением технико-экономической значимости ПХГ.

Наиболее близким к заявленному является способ создания ПХГ в водоносной геологической структуре (патент РФ №2625831 С1; дата публикации: 2017.07.19), заключающийся в том, что вододобывающие и водонагнетательные скважины располагают вокруг зоны размещения газовых скважин, с учетом изменчивости пористости и проницаемости коллектора водонагнетательные скважины бурят с нисходящими псевдогоризонтальными стволами для обеспечения барьера давления по всему разрезу пласта, а вододобывающие скважины бурят с восходящими псевдогоризонтальными стволами для минимизации негативного проявления процесса загазовывания добываемой воды [1]. Основным недостатком данной технологии является сложность ее практической реализации, которая обусловлена:

- материально-техническими и временными затратами на приобретение, монтаж и эксплуатацию дополнительного оборудования;

- сложностью практической реализации способа ввиду ограниченной мощности насосно-силового оборудования в рамках одного объекта.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является исключение возможности неконтролируемого обводнения ПХГ в водоносной структуре и увеличение периода безводного отбора газа при последующей циклической эксплуатации.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение заключается в повышении эффективности эксплуатации ПХГ за счет создания единого газового объема сухой зоны хранилища и удаления буферного объема пластовой воды из его межскважинного пространства.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается за счет способа, включающего в себя бурение расчетного количества скважин в сводовой области водоносной структуры, выбранной пригодной для создания ПХГ, последующее нагнетание природного газа, определение гипсометрических отметок кровли продуктивной толщины вскрытого пласта каждой нагнетательно-эксплуатационной скважины, определение удельных объемов газа, приходящегося на каждую нагнетательно-эксплуатационную скважину в соответствии с проектным объемом хранилища, при этом перед закачкой газа в хранилище составляют ранжированную таблицу нагнетательно-эксплуатационных скважин по степени убывания значений гипсометрических отметок кровли с указанием удельных объемов газа, закачиваемых в каждую скважину и обеспечивающих в сумме проектный объем газохранилища, затем производят последовательную закачку удельных объемов газа в ту скважину, кровля которой имеет наивысшие гипсометрические отметки, в по меньшей мере одну скважину, гипсометрические отметки кровли которой ниже, чем в предыдущей, при чем закачку в нее начинают только тогда, когда в ее призабойной зоне появится газ от первой скважины вплоть до последней скважины по гипсометрической иерархии скважин.

Заявленный способ поясняется визуализированными элементарными сетками четырех скважин, полученными посредством компьютерного моделирования, где:

- на фиг. 1 показаны параметры застойной зоны при первоначальном одновременном заполнении четырех скважин объемом газа равным 66 323 м³;

- на фиг. 2 показан момент в закачки в скважину №1 газа в объеме 3 455 м³;

- на фиг. 3 показан момент закачки в скважину №1 газа в объеме 13 021 м³;

- на фиг. 4 показан момент закачки в скважину №1 газа в объеме 20 462 м³;

- на фиг. 5 показан момент закачки в скважину №1 газа в объеме 31 623 м³;

- на фиг. 6 показан момент закачки в скважину №1 газа в объеме 42 783 м³;

- на фиг. 7 показан момент закачки в скважину №1 газа в объеме 67 497 м³.

Способ осуществляется следующим образом.

На существующем ПХГ при помощи гипсометрических карт или систем графического моделирования определяют значения гипсометрических отметок кровли скважин, для чего на заполненном проектным объемом газа через систему вертикально расположенных нагнетательно-эксплуатационных скважин, устанавливают локализацию водонасыщенных (застойных) зон. На примере фактической реализации способа на четырех скважинах Увязовского ПХГ распределение газа в межскважинных пространствах микрохранилищ вокруг нагнетательно-эксплуатационных скважин представлено на фиг. 1 и обозначено синим цветом, пластовая вода в водонасыщенной зоне обозначена желтым цветом. Далее из центра скважин (фиг. 1) проводят нормали 1.1, 1.2, 2.1, 2.2, 3.1, 3.2, 4.1, 4.2 к ГВК. Длины этих нормалей являются гипсометрическими отметками и представляют собой кратчайшие пути от частиц пластовой воды из водонасыщенной (застойной) зоны до соответствующих скважин. Длины нормалей вычисляют, ранжируют по суммарному расстоянию и сводят в таблицу 1. Вычисления могут быть произведены через систему компьютерного моделирования или любым другим программно-прикладным способом.

После реализации (выборки) газа из ПХГ в скважину, которая имеет наивысшие гипсометрические отметки (в примере реализации - скважина №1) производят закачку газа. Происходит нарастание вектор-градиентов давления репрессии 2.3, 3.3 и 4.3 (см. фиг. 2), и по мере приближения ГВК к скважинам №2 и №3 их интенсивное увеличение (см. фиг. 3), что доказывает равномерное распределение давления газа в сторону скважин и заполнение единого газового объема.

Появление в призабойной зоне скважин №2 и №3 газа от скважины №1 (фиг. 4) фиксируют методами ГИС, физическим наблюдением или газоуловителем на устье испытуемых скважин. В рассматриваемом примере реализации вследствие симметричности расположения скважин и однородности гидродинамической модели пласта-коллектора забои скважин №2 и №3 практически одновременно оказались в тылу у ГВК.

Далее производят закачку газа в скважины №2 и №3, предварительно выполнив все требования технологии, обеспечивающие восстановление и повышение приемистости нагнетательных скважин [СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-195-2008 «Инструкция по технологии физико-химического воздействия на пласт-коллектор при создании и циклической эксплуатации подземных хранилищ газа», ИРЦ Газпром, М. 2008 г. ]. Если к этому времени проектный объем закачки в скважину №1 не выполнен, то закачку продолжают до выполнения проектного задания. Изменение направлений и величин вектор-градиентов репрессии 2.3, 3.3 и 4.3 (фиг. 5) показывает перераспределение давления внутри скважин и что подтверждает наполнение единого газового объема и вытеснение пластовой воды из межскважинного пространства.

После появления газа в последней по гипсометрической иерархии скважине, (в момент, когда ГВК переходит забой ее устья) (фиг. 6), в нее начинают закачку газа.

На фиг. 7 показан результат фактической закачки газ с использованием заявленного способа в объеме 67 497 м³, превышающем проектный объем закачки в те же 4 скважины по существующей технологии. Сравнение результатов компьютерного моделирования предлагаемой технологии с результатами компьютерного моделирования традиционной технологии свидетельствует в пользу предлагаемой технологии по признакам:

- все скважины находятся в едином (односвязном) газовом объеме;

- отсутствуют близко расположенные к скважинам застойные зоны пластовой воды, которые могли быть источником обводнения;

- по мере заполнения хранилища скорость ГВК будет уменьшаться, что обеспечивает его устойчивость и рост фронтовой газонасыщенности [Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М. Недра, 1981 г., с. 21].

Реализация предлагаемого технического решения была успешна проведена на Увязовском ПХГ, где были выбраны 4 скважины, расположенные в вершинах квадрата со сторонами 100 м, глубина кровли пласта 1000 м, толщина - 10 м, пористость - 0.2, проницаемость - 1 мкм². Координаты скважин в метрах: №1 (100;200), №2 (200;200), №3 (100;300), №4 (200;300).

Таким образом, описываемый способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре позволяет ограничить возможность неконтролируемого обводнения ПХГ при его циклической эксплуатации и существенно повысить период безводного отбора газа и, следовательно, активный объем ПХГ.

Изобретение относится к области подземного хранения природного газа. Способ создания ПГХ в водоносной геологической структуре включает бурение расчетного количества скважин в сводовой области водоносной структуры и последующее нагнетание природного газа. Сначала определяют гипсометрические отметки кровли продуктивной толщины вскрытого пласта каждой нагнетательно-эксплуатационной скважины. Определяют удельные объемы газа, приходящегося на каждую скважину в соответствии с проектным объемом хранилища. Составляют ранжированную таблицу скважин по степени убывания значений гипсометрических отметок кровли с указанием удельных объемов газа, закачиваемых в каждую скважину и обеспечивающих в сумме проектный объем газохранилища. Затем производят последовательную закачку газа в ту скважину, кровля которой имеет наивысшие гипсометрические отметки, и в по меньшей мере одну скважину, гипсометрические отметки кровли которой ниже, чем в предыдущей. При этом закачку в следующую начинают, только когда в ее призабойной зоне появится газ от первой скважины. Достигается повышение эффективности эксплуатации ПХГ за счет создания единого газового объема сухой зоны хранилища и удаления буферного объема пластовой воды из его межскважинного пространства. 7 ил., 1 табл.

Способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре, включающий в себя бурение расчетного количества скважин в сводовой области водоносной структуры, выбранной пригодной для создания ПХГ, последующее нагнетание природного газа, определение гипсометрических отметок кровли продуктивной толщины вскрытого пласта каждой нагнетательно-эксплуатационной скважины, определение удельных объемов газа, приходящегося на каждую нагнетательно-эксплуатационную скважину в соответствии с проектным объемом хранилища, отличающийся тем, что перед закачкой газа в хранилище составляют ранжированную таблицу нагнетательно-эксплуатационных скважин по степени убывания значений гипсометрических отметок кровли с указанием удельных объемов газа, закачиваемых в каждую скважину и обеспечивающих в сумме проектный объем газохранилища, затем производят последовательную закачку удельных объемов газа в ту скважину, кровля которой имеет наивысшие гипсометрические отметки, в по меньшей мере одну скважину, гипсометрические отметки кровли которой ниже, чем в предыдущей, при этом закачку в нее начинают только тогда, когда в ее призабойной зоне появится газ от первой скважины вплоть до последней скважины по гипсометрической иерархии скважин.