Способ эксплуатации подземного хранилища природного газа
METHOD OF EXPLOITATION OF SUBSURFACE STORAGE OF NATURAL GAS

Изобретение относится к области газовой промышленности и предназначено для эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).
Известен способ создания и эксплуатации подземного хранилища природного газа в пористых и проницаемых коллекторах горных структур, насыщенных водой, истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях, включающий бурение или использование имеющихся эксплуатационных скважин, циклическую закачку и отбор газа из ПХГ с образованием буферного и активного объемов его хранения [см. А.И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987, с. 271-302].
Недостатком данного способа является то, что в процессе отбора природного газа остается некоторый его объем, зависящий от геологических, технологических и др. причин, который называют буферным объемом. Буферный газ необходим для поддержания в ПХГ определенного давления в конце отбора, этот газ должен находиться в ПХГ на протяжении его эксплуатации. Буферный объем газа может достигать половины и более всего объема газа в ПХГ после цикла закачки, что экономически невыгодно.
2
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу (прототипом) является способ эксплуатации подземного хранилища природного газа, включающий сооружение эксплуатационных скважин со вскрытием коллекторов хранилища, циклическую закачку в хранилище природного газа с созданием буферного и активного его объемов и отбор активного объема природного газа, при этом в процессе эксплуатации подземного хранилища газа в нижнюю его часть закачивают диоксид углерода (СО) и замещают им в буферном объеме природный газ, а отбор активного его объема осуществляют до появления в продукции скважин следов диоксида углерода [см. патент на изобретение RU №2532278/11 от 24.12.2012].
2
2
Основным недостатком известного способа является то, что предлагается замещать буферный объем хранимого природного газа СО без учета его агрегатного состояния. Это приведет к рискам раннего прорыва СO к забоям эксплуатационных скважин, а также к образованию обширных зон смешения природного и углекислого газов.
2
Задачей заявляемого способа является создание такого способа эксплуатации подземного хранилища природного газа, при котором бы снижались риски раннего прорыва СО к забоям эксплуатационных скважин, а также риски образования обширных зон смешения природного и углекислого газов.
2
2
2
Техническим результатом предлагаемого способа является повышение качества хранимого природного газа за счет снижения риска раннего прорыва СО к забоям эксплуатационных скважин, а также риска образования обширных зон смешения природного и углекислого газов. Кроме того, предлагаемый способ позволяет более эффективно использовать ПХГ за счет замещения части буферного объема хранимого природного газа на СО на базе обоснованного выбора агрегатного состояния СO.
2
пл
пл
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе эксплуатации подземного хранилища природного газа, включающем сооружение в купольной части пласта-коллектора эксплуатационных скважин, циклическую закачку в хранилище природного газа с созданием буферного и активного его объемов и отбор активного объема природного газа, при этом в процессе эксплуатации подземного хранилища газа закачивают диоксид углерода (СO) и замещают им в буферном объеме природный газ, причем выбирают пласт-коллектор с термобарическими параметрами: пластовым давлением Р≥73,8 бар и пластовой температурой Т≥31°С, герметичной покрышкой по СO и сооружают нагнетательные скважины на периферии пласта-коллектора и контрольные скважины в промежуточной зоне между эксплуатационными и нагнетательными скважинами, причем в подготовительный цикл через нагнетательные скважины осуществляют отбор природного газа из зоны буферного объема газа в случае водонапорного режима до появления пластовой воды в продукции скважин, в случае газового режима до достижения заранее определенного минимального пластового давления, затем через нагнетательные скважины закачивают СO в сверхкритическом агрегатном состоянии до достижения первоначального пластового давления, затем в первом рабочем цикле отбор природного газа осуществляют через эксплуатационные скважины, при этом осуществляют контроль появления сверхкритического СO в контрольных скважинах, ведут отбор природного газа до полного отбора активного объема природного газа, либо до появления сверхкритического СO в контрольных скважинах, затем закачивают природный газ через эксплуатационные скважины до восстановления активного объема природного газа, затем выдерживают нейтральный период, во второй рабочий цикл осуществляют закачку сверхкритического СO через нагнетательные скважины до максимально допустимого пластового давления, либо до появления сверхкритического СO в контрольных скважинах, после чего отбор природного газа осуществляют через эксплуатационные скважины, при этом ведут контроль появления сверхкритического СO в контрольных скважинах, а прекращают отбор при обнаружении сверхкритического СO в контрольных скважинах, причем дозакачку сверхкритического СO полностью прекращают в пласт-коллектор в случае обнаружения в контрольных скважинах сверхкритического СO, для компенсации избыточного над начальным пластовым давлением увеличивают отбор активного природного газа, затем осуществляют закачку активного объема природного газа, в третий цикл при обнаружении сверхкритического СO в контрольных скважинах прекращают замещение буферного объема природного газа на сверхкритический СO, а отбор и закачку природного газа выполняют в размере активного объема.
2
2
пл
пл
2
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в процессе эксплуатации подземного хранилища газа происходит закачка сверхкритического СO в пласт-коллектор, обладающий термобарическими параметрами, характерными для сверхкритического состояния СO (Р≥73,8 бар, Т≥31°С), на крылья структуры (периферийная часть) и замещают им в буферном объеме природный газ. Отбор активного объема природного газа осуществляют до обнаружения следов сверхкритического СO в контрольных скважинах.
2
На фиг. 1 представлена фазовая диаграмма СO.
2
2
2
На фиг. 2 представлен график распределения концентрации СO по пласту для объекта X (с горизонтальным расположением крыльев пласта), где С - концентрация СO, x - расстояние, пройденное фронтом СO с момента закачки.
2
На фиг. 3 представлен график распределения концентрации СO по пласту для объекта Y (с горизонтальным расположением крыльев пласта).
2
На фиг. 4 представлен график распределения концентрации СO по пласту для объекта X (с наклоном крыльев пласта 15 градусов).
2
На фиг. 5 представлен график распределения концентрации СO по пласту для объекта Y (с наклоном крыльев пласта 15 градусов).
На фиг. 6 представлена схема эксплуатации ПХГ известным способом [см. патент на изобретение RU №2532278/11 от 24.12.2012].
2
На фиг. 7 представлена схема эксплуатации ПХГ известным способом в период закачки СO.
На фиг. 8-9 представлена схема эксплуатации ПХГ по заявленному способу в подготовительный цикл.
На фиг. 10-11 представлены схемы эксплуатации ПХГ по заявленному способу в первый рабочий цикл.
На фиг. 12 представлена схема размещения нагнетательных скважин.
Рассмотрим реализацию заявленного способа.
2
В пластовых условиях СO может находиться в различных агрегатных состояниях в зависимости от температуры и давления: жидком, газообразном и сверхкритическом.
2
2
-5
-5
2
В газообразном состоянии СO - бесцветный газ с кисловатым вкусом и запахом. Ему соответствует широкий диапазон температур и давлений, не превышающий кривую кипения АВ (фиг. 1). Плотность газообразного СO в пластовых условиях будет ненамного выше плотности метана. Вязкость порядка 10 Па×с, коэффициент диффузии - 10 м/с.
2
3
-3
-9
2
При температуре ниже 31°С и давлении, ограниченном линией кипения АВ (фиг. 1), СO находится в жидком состоянии. Он представляет собой бесцветную жидкость без запаха. В зависимости от термобарических условий его плотность меняется от 600 до 1200 кг/м. Вязкость порядка - 10 Па×с, коэффициент диффузии - 10 м/с.
2
2
2
3
3
-5
-4
-8
2
При давлении 73,8 бар и температуре 31°С и выше СO находится в сверхкритическом состоянии. Это значит, что различия между жидкой и паровой фазами отсутствуют. СO ведет себя как газоподобный сжимаемый флюид, но вместе с этим имеет плотность, близкую к плотности жидкости. При повышении температуры или давления плотность СO приближается по значению к плотности жидкости, а его вязкость - к вязкости газа. При пластовых температуре и давлении, соответствующих области сверхкритического состояния, плотность меняется в пределах от 600 кг/м до 900 кг/м. Вязкость порядка 10-10 Па×с, коэффициент диффузии - 10 м/с.
2
2
2
2
Из вышеизложенного следует, что для замещения части буферного объема хранимого природного газа на СO наименее подходит жидкое агрегатное состояние СO, поскольку в этом случае требуются большие объемы жидкого СO, а также при закачке жидкого СO теряется полезный газопоровый объем, что приведет к уменьшению емкости ловушки.
2
2
Коэффициент диффузии самый высокий у газообразного, меньше у сверхкритического и самый маленький у жидкого СO. Тогда скорость диффузии по убыванию - газообразный, сверхкритический, жидкий СO.
2
Основываясь на уравнениях неразрывности для газообразной смеси из двух компонентов, была смоделирована закачка СO в пласт-коллектор с последующим замещением части буферного объема газа.
Фильтрация смеси двух газов в одномерном случае с учетом силы тяжести описывается следующей системой уравнений [см.: Басниев К.С, Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - с. 328-337]:
где
x - координата [м];
t - время [с];
р=p(x,t) - давление в пласте [МПа];
2
с=с(х, t) - концентрация газа СO в пласте, соответственно (1-с) - концентрация природного газа в пласте [д.е.];
1
2
3
ρ=ρ(р) - плотность СO [кг/м];
2
_
3
ρ=ρ(р)  плотность природного газа [кг/м];
1
2
_
μ=μ(p)  вязкость СO [мПа×с];
2
_
μ=μ(р)  вязкость природного газа [мПа×с];
m - пористость пласта [д.е.];
2
k - коэффициент проницаемости пласта [м];
2
g - ускорение свободного падения [м/с];
α - угол наклона пласта к горизонтали [градусы].
Полученная задача решается численно конечно-разностным методом. На каждом слое сначала находится давление, которое затем используется для нахождения концентрации, после чего осуществляется переход к следующему слою.
Пример реализации способа
2
2
2
пл
2
Для примера были выбраны модельные объекты подземного хранения газа X (газообразный СO) и Y (сверхкритический СO) с одинаковыми температурами и фильтрационно-емкостными свойствами пласта, но с различными начальными пластовыми давлениями, характерными для газообразного и сверхкритического состояния СO. Объекты представляют собой пластовые залежи со следующими основными параметрами. Начальная пластовая температура Т=35°С, проницаемость пласта k=150 мД, пористость пласта m=0,25 д.е. для обоих пластов. Было смоделировано несколько вариантов закачки СO на объектах подземного хранения X и Y с горизонтальным (фиг. 2, 3) и наклонным (фиг. 4, 5) расположением крыльев пласта.
2
2
2
2
2
На фиг. 2 и 3 видно, что зона размазывания (зона смешения СO и природного газа) газообразного СO при горизонтальном расположении пласта-коллектора составляет 42 метра, в то время как сверхкритического СO - 29 метров. Таким образом, зона смешения в случае закачки сверхкритического СO меньше, чем в случае газообразного СO, что позволит заместить больший объем природного газа.
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
На фиг. 4 и 5 видно, что зона размазывания газообразного СO составляет 92 метра, в то время как сверхкритического СO - 62 метра. Наклонное расположение крыльев пласта непосредственно оказывает влияние на увеличение зоны размазывания. Газообразный СO имеет меньшую вязкость по сравнению со сверхкритическим СO, что приводит к большему растеканию внутри пласта (следы газообразного СO составляют 200 метров в отличие от сверхкритического СO). Вместе с тем на СO в сверхкритическом состоянии действует большая сила тяжести, чем на газообразный СO, тем самым усиливая вертикальную фильтрацию сверхкритического СO. Отсюда можно сделать вывод, что чем больше угол наклона крыльев пласта-коллектора, тем больше зона размазывания СO.
Реализация на практике заявленного способа может быть представлена со ссылками на чертежи. При этом использованы следующие позиционные обозначения:
1 - нагнетательные скважины;
2 - эксплуатационные скважины;
3 - вода;
4 - метановая область;
2
5 - область распространения СO;
6 - воронка депрессии;
7 - контрольные скважины.
2
2
На фиг. 6, 7 проиллюстрированы недостатки способа, наиболее близкого по технической сущности к заявляемому способу эксплуатации [см. патент на изобретение RU №2532278/11 от 24.12.2012]. В нижнюю часть структуры (фиг. 6) производится закачка СO через нагнетательные скважины 1. После окончания закачки из эксплуатационных скважин 2 начинается отбор природного газа. Недостатком данного способа является то, что часть природного газа, находящегося в области между границей газоводяного контакта (ГВК) и областью закачки СO, окажется неизвлекаемой, либо под действием давления нагнетания будет двигаться к замыкающей изогипсе и, возможно, выйдет за нее (фиг. 7).
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Для реализации на практике заявленного способа необходимо выполнить следующее. Опираясь на значение активного объема и представление о геометрических характеристиках залежи, рассчитывают положение изогипсы, ограничивающей активный объем. Аналогично определяют изогипсу, ограничивающую долю (А, д.е.) буферного объема газа (от кровли). Данную изогипсу выбирают для размещения контрольных скважин 7, предназначенных для контроля за распространением сверхкритического СO в пласте-коллекторе. Скважины 1 в зависимости от этапа процесса замещения используют либо для отбора природного газа, либо для закачки сверхкритического СO. Размещение скважин 1 выбирают в зависимости от формы залежи. Если верно неравенство A×D≤d≤D (фиг. 12), то скважины 1 следует размещать, по возможности, на равном расстоянии от центра залежи на продольной и поперечной осях. В случае d<A×D скважины 1 следует размещать, по возможности, на равном расстоянии от центра залежи на продольной оси. При этом скважины 1 следует размещать в зонах с пониженной газонасыщенностью и ближе к ГВК, чтобы предотвратить потери природного газа в пласте. В нижней части пласта-коллектора производят отбор природного газа через нагнетательные скважины 1 (фиг. 8). При этом в области отбора образуется воронка депрессии 6. После окончания отбора природного газа скважины 1 переводят под нагнетание сверхкритического СO (фиг. 9). Закачку ведут до компенсации воронки депрессии 6 в области скважин 1, либо до обнаружения сверхкритического СO в контрольных скважинах 7. Затем через эксплуатационные скважины 2 начинают отбор природного газа (фиг. 10). Отбор следует остановить в случае обнаружения сверхкритического СO в зоне скважин 7. В штатном режиме отбирают активный объем природного газа. В сезон закачки осуществляют закачку активного объема природного газа (фиг. 11). Это позволит оттеснить сверхкритический СO от скважин 7 к скважинам 1. Работы по замещению природного газа приостанавливают на нейтральный период. В течение этого времени ведут мониторинг состояния контрольных скважин 7 на предмет продвижения к ним сверхкритического СO. В случае отсутствия сверхкритического СO в зоне контрольных скважин 7 и при наличии возможности заместить дополнительную часть буферного объема отбор природного газа и закачку сверхкритического СO осуществляют по вышеприведенному алгоритму.
2
2
2
Указанный способ эксплуатации подземного хранилища природного газа позволяет значительно повысить качество хранимого природного газа за счет снижения риска раннего прорыва СO к забоям эксплуатационных скважин, а также риска образования обширных зон смешения природного и углекислого газов. Кроме того, предлагаемый способ позволяет более эффективно использовать ПХГ за счет замещения части буферного объема хранимого природного газа на СO на базе обоснованного выбора агрегатного состояния СO.