автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка и усовершенствование гидрогазодинамических методов повышения надежности эксплуатации подземных хранилищ газа.

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ НАФТИ І ГАЗУ

J У, ■

\ ^

І СУХІН ЄВГЕІІ ІЛЛІЧ

УДК 622.691.24

РОЗРОБКА ТА УДОСКОНАЛЕННЯ ГІДРОГАЗОДИІІАМІЧНИХ МЕТОДІВ ПІДВИЩЕННЯ НАДІЙНОСТІ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ПІДЗЕМНИХ СХОВИЩ ГАЗУ

Спеціальність 05.15.13 -Нафтогазопроводи, бази та сховища

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук

Івано-Франківськ — 1999

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Івано-Франківському державному технічному університеті нафти і газу Міністерства освіти України. ‘

Науковий керівник: доктор технічних наук, професор,

Навроцький Богдан Іванович,

Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу,

професор кафедри нафтогазової гідромеханіки.

Офіційні опоненти: доктор технічних наук, професор,

Грудз Володимир Ярославович,

Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу,

завідувач кафедри спорудження та ремонту газонафто-проводів і газонафтосховищ.

кандидат технічних наук,

Войціцький Ігор Володимирович,

Львівський комплексний науково-дослідний відділ • УіфНДІгаз ' завідувач відділом.

Провідна установа: Інжінірінгово-виробниче підприємство “Всеукраїнський науковий і проектний інститут транспорту газу” (ВНІШТРАНСГАЗ), м. Київ.

Захист відбудеться “ // ” 2000 р. о /О годині на засіданні спе-

ціалізованої вченої ради Д 20.052.04 при Івано-Франківському державному технічному університеті нафти і газу, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15.

З Дисертацією можна ознайомитись в науково-технічній бібліотеці Івано-Франківського державного технічного університету нафти і газу (вул. Карпатська, 15).

Автореферат розісланий Є'7Н'0-— 2000 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради,

доктор технічних наук, професор с>^ •

Л.С.Шлапак

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми: Розвиток мережі підземних сховищ газу є альтернативою створення додаткових потужностей у газовидобувній та газотранспортній галузях і є більш раціональним через те, що забезпечує роботу газотранспортних систем впродовж року з продуктивністю, близькою до номінальної, отже ще й економічно вигідним.

Споживання газу в Україні за останні роки становить 80-90 млрд. м3 щорічно. Отже, виникає потреба в імпортуванні природного газу в обсягах 6272 млрд. м3 за рік.

Географічне положення України в Європі за наявності розвинутої газотранспортної мережі (на вході - 215 млрд. м , а на виході - 132 млрд. м3 газу за рік) ставить її на перше місце у загальноєвропейському розподілі газу, а надійні підземні сховища стають важливим чинником у дотриманні комерційних угод та реалізації міжнародних контрактів. Отже, підвищення надійності при експлуатації підземних сховищ, розробка технологій і способів, які забезпечують ефективні технологічні показники, є актуальною технічною проблемою. Враховуючи багатопластову будову та літологічну неоднорідність об’єкта зберігання, а також витоки газу і формування техногенних покладів у вищерозташованих горизонтах, проблема надійності і безпеки експлуатації таких сховищ обумовлює актуальність даної роботи і вимагають розвитку відомих та створення нових гідрогазодинамічних методів підвищення їх експлуатаційної надійності.

За більш як 35 річний період експлуатації сховищ газу накопичено великий досвід, а разом з ним виявлено і певні проблеми у підземному зберіганні газу. Серед них мало вивченими і недостатньо розробленими, а то й зовсім необгрунтовані спосіб та диференціація об’ємів газу між взаємопов’язаними пластами у багатопластовому комплексі і між свердловинами, ступінь використання пастки, вибір тампонажних і герметизуючих матеріалів, які забезпечують герметичність свердловин, режими нагнітання газу, при яких забезпечуються мінімальні втрати, способи розвантаження техногенних покладів тощо.

Створення високонадійних сховищ газу пов’язано як з пластом-колектором, так і свердловиною, як однією з найбільш складних і відповідальних ланок ПСГ. Власне негерметичність елементів кріплення свердловин поряд з тектонічними порушеннями та проникністю покрівлі пласта-колектора зумовлюють витоки газу, формування техногенних покладів та забруднення геологічного і навколишнього середовища.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота виконувалась у відповідності до планів науково-дослідних робіт ВО “Західтрансгаз”, у рамках госпдоговорів з науково-дослідним інститутом ВНДІгаз, м. Москва і Уфимським нафтовим інститутом. Ряд наукових розробок за темою дисертації, зокрема спосіб селективно-диференційованої експлуатації сховища, перервний режим нагнітання, пов’язані з програмами робіт Осипови-цького та Інчукалнського ПСГ.

Положення дисертації, які висвітлюють розподіл температури у свердло вині ПСГ, напруг в цементному кільці, є складовою частиною держбюджете теми “Підвищення експлуатаційної та екологічної надійності свердловин під земних сховищ газу”, виконаної в Івано-Франківському державному технічно му університеті нафти і газу.

Мета і задачі дослідження. Розвиток гідрогазодинамічних методів по кращання технологічних показників експлуатації підземних сховищ газу, сфор мованих у багатопластовій, неоднорідній водоносній системі, на основі дослі джень та узагальнення промислових даних і впровадження їх в практику.

Основні задачі дослідження:

1. Вивчення особливостей геологічної будови об’єкта зберігання газу т формування сховища у водоносному комплексі.

2. Прогнозування основних технологічних показників роботи ПСГ на ос нові математичного моделювання.

3. Дослідження формування шляхів витоків та втрат газу при зберігаїші неоднорідній водоносній багатопластовій системі з гідрогазодинамічнимі зв’язками.

4. Розробка ефективної технології експлуатації підземних сховищ газ;

сформованих в неоднорідній водоносній системі, з гідрогазодинамічнимі зв’язками. ,

5. Підвищення надійної експлуатації свердловин підземних сховищ газ; герметизацією витоків та шляхів міграції газу і закріпленням привибійної зони.

6. Впровадження результатів наукових досліджень у практику підземноп зберігання газу.

Вірогідність результатів досліджень забезпечується коректністю поста новок задач і переконливим узгодженням одержаних висновків з результатам) промислових досліджень.

Наукова новизна одержаних результатів:

1. З’ясовані закономірності формування підземних сховищ газу у багато пластовій водоносній системі, ускладнених літофаціальною неоднорідністю т; гідрогазодинамічними зв’язками.

2. Розроблено математичну модель підземного сховища газу з врахування* міжпластових перетоків для розрахунку технологічних параметрів експлуатаці підземного сховища газу, сформованого у багатопластовій системі.

3. Запропоновано селективно-диференційований між пластами і свердло винами спосіб нагнітання газу у сховище з метою зменшення втрат газу ті збільшення газонасиченого об’єму сховища.

4. Розв’язана задача течії в’язкої рідини у вертикальній збіжній кільцевіі щілині заколонного простору свердловини, що дає можливість обгрунтовані встановлювати реологічні параметри герметизуючої суміші та узгоджувати їх методом нагнітання в щілину при відновленні герметичності кріплення сверд ловин підземних сховищ газу.

з

Практичне значения одержаних результатів полягає у:

- збільшенні активного об’єму сховища газу за рахунок заповнення газом блоку II (поверх газонасичення виріс з 7 до 20 м) без розтікання та міграції газу за межі пастки;

' - впровадженні селективно-диференційованої технології експлуатації ПСГ з неоднорідними пластами-колекторамй, який дозволив збільшити використання порового об’єму пласта до 0,72, репресію на пласт до 1,51 ргст та зменшити винесення пластової води;

- удосконаленні конструкції свердловин ПСГ, за рахунок збільшення гли-

бини спуску проміжної колони до покрівлі екрануючого пласта (400450 м) та впровадження в практику, що зумовило підвищення якості кріпленій свердловин, їх високу початкову герметичність, зменшення ймовірності неконтрольованої міграції газу; .

- розробленні та впровадженні закріплюючої композиції на основі омиле-ного талового пеку для слабозцементованих колекторів, технології робіт та визначенні градієнтів тиску, що підвищило видобувні можливості свердловин;

- впровадженні перервного газодинамічного режиму нагнітання газу у сховище, що полягає у скороченні нейтрального періоду після видобування газу та інтенсивному безкомпресорному нагнітанні газу до 20% від об’єму і досягненій початкового гідростатичного тиску у сховищі.

Особистий внесок здобувана. Основні результати теоретичних і експериментальних досліджень, винесені на захист, автором отримані особисто.

Апробація результатів дисертації. Основні результати досліджень висвітлювались у доповідях та повідомленнях на:

- науково-технічному семінарі НТТ Мінгазпрому СРСР, м. Молодечно, 1985 р.

- Міжнародній конференції “Розробка газонафтових родовищ”, м. Краснодар, 1990 р.

- Засіданнях Центральної Комісії з Розробки газових родовищ (ЦКР), РАТ “Газпром”, м. Москва, 1989, 1990 pp.

- республіканському науково-технічному семінарі “Підвищення довговічності та надійності свердловин підземних сховищ газу”, м. Київ, 1990 р.

- науково-технічній конференції ІФДТУНГ, м. Івано-Франківськ,

10-11 травня 1999 р, .

У повному обсязі робота доповідалась на засіданні кафедри нафтогазової гідромеханіки 5 жовтня та науковому семінарі 7 жовтня 1999 р.

Публікації, результатів досліджень. Основні положення дисертаційної роботи опубліковані у 8 наукових працях, серед них - 1 огляд, 5 статей, з яких 1 без співавторів, та в 2 наукових тезах.

Структура та об’єм дисертації. Дисертаційна робота складається з вступу, 5 розділів, основних висновків і рекомендацій та включає 168 аркушів текс-

ту, 32 рисунки, 20 таблиць. Перелік посилань охоплює 125 найменувань вітчизняних та зарубіжних авторів.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі аргументована актуальність теми дисертації, сформовані мета і основні задачі досліджень та висвітлено наукову новизну та практичну цінність роботи.

У першому розділі наведено аналіз стану підземного зберігання газу та існуючих проблем ї іого надійності. Розглядаються основні напрями створення підземних сховищ з використанням виснажених газових родовищ, зокрема Прикарпатський газорегулюючий комплекс, а також у водоносних структурах і багатопластових системах в Україні, Бєларусі та інших країнах.

На прикладі споживання газу в Україні і в Бєларусі в абсолютних та відносних кількостях проілюстрована нерівномірність споживання газу, абсолютні та відносні величини дефіциту газу, а також ресурси наповнення сховищ.

Наявність розвинутої інфраструктури, пастки для створення сховищ, герметичність якої підтверджувалась існуванням самого газового покладу, свердловин і промислових комунікацій, зменшення витрат газу на формування буферного об’єму, частка якого досягає 50% від об’єму зберігання, зумовлює меншу у 2-3 рази вартість таких сховищ, порівняно зі сховищами, які споруджуються у водоносних пластах. Очевидно, що в стільки ж разів скорочуються і терміни будівництва сховищ. Важливою обставиною для сховищ, сформованих у виснажених газоносних покладах, є й те, що вихідні параметри формувались на базі матеріалів розробки цих покладів. Однак невелика кількість виснажених газових покладів спонукала до проектування та створення сховищ газу у більш складних геолого-промислових умовах, зокрема водоносних комплексах, ускладнених неоднорідністю та гідрогазодинамічними зв’язками.

Теоретичні засади створення ПСГ у водоносних пластах викладені у працях С.М.Бузінова, Д.Л.Кагца, Є.В.Левикіна, А.Л.Хейна, І.А.Чарного, А.І.Ширковського та інших.

Значний внесок в теорію і практику створення підземних сховищ газу та підвищення їх надійної експлуатації внесли Н.М.Бачуріна, О.І.Бережний, С.М.Бузінов, І.В.Войціцький, Р.Ф.Гімер, О.М.Грачова, В.Я.Грудз, В.М.Глоба, І.І.Капцов, Б.І.Навроцький, Б.П.Савків, М.Д.Середюк, А.І.Ширковський, Л.С.Шлапак та інші.

Підземні сховища експлуатуються в режимі більш інтенсивному, ніж газо-видобувні родовища, а через це чинять певний техногенний вплив на геологічне та навколишнє середовище. Основними джерелами такого впливу є об’єкт зберігання, свердловини і компресорні станції. При розробці газового родовища добові об’єми газу не перевищують 450-550 тис. м\ а в режимі підземного зберігання - 3-16 млн. м3 за добу, що у 20-40 разів більше. Циклічність процесу та інтенсивність зменшення пластового тиску на 3-7 МПа за 4-5 місяців проти 0,20,5 МПа за рік для газового родовища накладають додаткові вимоги до стан) кріплення свердловин і привибійної зони. На прикладі Осиповицького та Бого-

родчанського сховищ газу наведена тенденція зростати негерметичних колон за роки експлуатації. Так на Богородчанському сховищі з 1985 р. до 1995 р. кількість негерметичних колон подвоїлась, а на Осиповицькому - зросла з 9 до 23 при видобуванні газу і з 13 до 17 при наповненні сховища. Крім того, за даними геофізичних досліджень виявлені аномалії у-випромінювання у Свіслоць-кому горизонті, що свідчить про наявність газу і формування техногенних покладів. З підняттям пластового тиску до 7,26 МПа в об’єкті зберігання вміст газу помічений у Свіслоцькому та Наровському горизонтах. Виникла потреба створення мережі контрольних свердловин та розвантаження накопиченого газу. За останні роки (1991-1998 рр.) кількість свердловин, в яких фіксується наявність газу, зросла, а об’єм витоків збільшився до 6-7% від об’єму сховища.

Для сховищ газу, сформованих у водоносних пластах, коли видобування зволоженого газу, нагнітання осушеного у сукупності з фізичними властивостями колектора зумовлюють втрату стійкості привибійної зони, а з нею виніс піску на поверхню, зменшення видобувних можливостей свердловин та зношення колон і комунікацій, стає актуальною технічною проблемою.

Причиною зменшення стійкості пласта-колектора є руйнування зв’язків внаслідок напруг, які виникли при фільтруванні газорідинних систем та фізико-хімічної взаємодії у привибійнш зоні під час реалізації різноманітних технологічних операцій. У роботі наведені аналіз та класифікація існуючих методів боротьби з винесенням піску з свердловини при видобуванні газу та композицій закріплюючих сумішей на різних основах, сформульовані основні вимоги до вмісту компонентів.

У другому розділі висвітлено особливості будови та формування газового сховища у водоносному комплексі з гідрогазодинамічними зв’язками. Такий комплекс виявлено в Бєларусі та сформовано Осиповицьке підземне сховище газу. Об’єктом зберігання є відклади Жорновської свит протерозою, які залягають на глибині 400...500м. В межах цих відкладів виявлено два піщано-алевролітові пласти розмежованих глинистою перегородкою. Верхній пласт З більш пологозалягаючий з амплітудою 28 м, а нижній пласт 2 - більш крутоза-лягаючий з амплітудою 55 м і товщиною до 30 м. Пласт 3 поділяють додатково на нижній 3-І та верхній З-ІІ, які різняться товщиною і відкритою пористістю. У тектонічному відношенні структура представлена брахіантикліналлю західно-східного простягаення як наведено на рисунку 1. ІІа південному крилі структури за результатами буріння виявлене тектонічне порушення, яке поділяє структуру на північний припіднятий та південний приопущений блоки. В результаті дослідної експлуатації сховища та уточнення геологічної будови встановлено, що між пластами 2 і 3 крізь недостатньо герметичний пласт 2\ тектонічне порушення та шляхи, сформовані в елементах кріплення свердловини існує гідро-газодинамічне сполучення. Наявність зв’язків дозволило збільшити об’єм газу у сховищі за рахунок більш повного заповнення газом блоку II та збільшення поверху газоносності до 20 і більше метрів замість початкових 7 м, без витоків газу за межі пастки, та утворити два взаємопов’язані поклади газу. При цьому газ, заповнюючи в основному верхню припокрівельну частину пластів 2 і 3, суттєво

зменшував коефіцієнт використання пастки, який не перевищував 0,44, збільшувалось при цьому розтікання газу площею сховища. Погіршувались технологічні показники, зокрема видобувні можливості свердловин через надмірне зволоження привибійної зони та її руйнування. Виникла необхідність зупинки частини свердловин, що знижувало експлуатаційну надійність сховища.

і

Рисунок 1 - Особливості геологічної будови об'єкта зберігання газу Осипови-цького підземного сховища.

Для покращання надійної експлуатації запропоновано нагнітання газу під поверхню ГВК пласта 2 об’ємом до 40%. Це дозволило осушити значну частину пласта 2, понизити поверхню ГВК, збільшити коефіцієнт використання пастки до 0,72. Одночасно зріс активний об’єм газу і співвідношення його до загального об’єму досягло 0,53-0,55.

Формування сховища газу у водоносному комплексі супроводжується утворенням перехідної зони під пластом 3 і 2 з загальним об’ємом газу понад 20% і газонасиченістю до 20-25%, що не дозволяє зафіксувати їх методами ГДС. Величина перехідної зони, як засвідчує аналіз фактологічного матеріалу, визначається літологією пласта, його проникністю, площею газонастення та способом нагнітання газу, зокрема нагнітанням під ГВК, і коливається від 1 до 5 м.

В межах об’єкта зберігання виявлено геологічну неоднорідність, яка характеризується мінливістю форми залягання та зміною літо-фізичних властивостей, а також макронеоднорідність - зміну товщини пласта, розчленування тощо і мікронеоднорідність, яка характеризується зміною внутрішньої мікроструктури. Характерною є і зональна неоднорідність, зокрема погіршення зв’язків між центральною та периферійною частинами пласта-колектора. Врахування неоднорідності площею та товщиною вилилось у необхідність диференційованого свердловинами і пластами нагнітання та видобування газу, зміни їх продуктивності.

Третій розділ присвячено математичному моделюванню багатопластової системи з гідрогазодинамічними зв’язками та витоками газу, безпосередньо які виміряти неможливо. Враховуючи особливості геологічної будови сховища весь насичений об’єм, розміщений у водоносних пластах розбивається на чотири частини: центральну і зовнішню зони відповідно у верхньому пласті 3 та нижньому - пласті 2. Для кожної такої зони записується рівняння матеріального балансу зміни газонасиченого об’єму, приведеного до атмосферних умов.

СІЇ

Рп 0-^0

\Р атм -0НО)У

'Чн Чп Чт Ч нО

(1)

а_

\Р атм ^(.Р

’’ Чн0’

(2)

£

сіі[ р

Р.о ' ^»0

■ ■г(р. о).

■ч, -з«-#.«;

(3)

Рл ■ ^,1 \Ратм -г{Р.і)

: Че о ’

(4)

де індекси “к” і “в” означають відповідно нижній і верхній пласт, індекси 0 і 1 відповідно центральна і зовнішня зони, р - абсолютний тиск у відповідній зоні, О - газонасичений об’єм у відповідній зоні, г - коефіцієнт стисливості газу, диідв~ дебіти нагнітання або видобування газу для нижнього і верхнього пластів, днв і д„„ - дебіти витоків газу у вищерозташовані горизонти, ¿/„о і сі«) - дебіти внутрішньошіасгового перетікання газу з центральної у зовнішню зону кожного з пластів.

При побудові моделі зроблені наступні припущення:

- нагнітання (видобування) газу проводиться в центральну зону;

- у зовнішню зону газ поступає виключно завдяки перетіканню з центральної;

- витоки газу з пластів і перетікання газу між пластами відбувається в межах центральної зони.

Дебіти фільтраційних потоків у рівняннях (1) - (4) розраховуються за формулами: '

(5)

<7.« = А,----?-° -Л* .—тТ; (6)

А™ ■{2(Р^)+2(Р„1)) а =в ________&~Р''_________‘ (7)

2 _ 2

9,=/.-- Р1 /-ГТу (8)

/и Ч2(Ло)+1)

Чм ~Уе 2ТТТ\ > (9)

Раш, Л<Р,о) + Ч

Зміна загального об’єму газу у нижньому і верхньому пластах вираховується з рівнянь:

^(Яо +0н1)=с„(Рнс-Рк); (Ю)

^(п«,+п.і)=с.СР.с-.Р«); (Н)

де рнс і рес - середньозважений тиск у нижньому і верхньому пластах, рк - контурний тиск у водоносному пласті.

Об’ємні зміни газу центральної зони визначається з рівнянь:

~ Р*)> (12)

(13)

Коефіцієнти пропорційності а, рв, Р„, ув, у„, с„, Х„ у наведених вище

рівняннях є інтегральними величинами, які характеризують фільтраційно ємнісні параметри пласта і властивості газу. Використовуючи додатково рівняння для визначення коефіцієнта стисливості 2 та величин середньозваженого пластами тиску, отримуємо замкнену систему рівнянь, яка при відомих тисках і відповідних об’ємах має розв’язок.

Система диференційних рівнянь після відповідних перетворень розв’язувалась за допомогою методу Рунге-Кута з контролем похибки по кроку, для чого був розроблений відповідний алгоритм та програмне забезпечення, що дозволило розрахувати технологічні показники циклічної експлуатації Осипо-вицького сховища. Мірою відповідності параметрів роботи ГТСГ, розрахованих за допомогою моделі і фактичних величин, отриманих на основі замірів, вибрана цільова функція/:

де п — кількість фактичних вимірів тиску за вибраний період часу;

Рев > Рно ~ вирахувані величини тисків;

І І

Рвф.’Риф ~ фактичні величини тисків.

У комп’ютерній реалізації розв’язку оберненої задачі для пошуку мінімуму функції/використовувався метод Поуела.

Оцінка результатів адаптації моделі засвідчують високу їх збіжність. Відхилення між розрахунковими і фактичними величинами тисків у центральних зонах верхнього і нижнього пластів становить 0,13 МПа, а максимальне відхилення - 0,35-0,36 МПа. Величина похибки, як показують прогнозні розрахунки, залежить від величини коефіцієнтів та даних фактичної експлуатації Г1СГ.

Четвертий розділ роботи містить результати аналітичних і експериментальних досліджень підвищення надійної експлуатації свердловин підземних сховищ газу. Особливий інтерес викликає вивчення напруг в кільці цементного каменю та оцінка можливості розтріскування і формування шляхів витоків і міграції газу при підземному зберіганні. При компресорному нагнітанні, коли температура газу може досягати 308-323 К, а виграти газу досягають 1500м3/добу виникають радіальні температурні перепади, а з ними і напруги, які зумовлюють у різні періоди прогрівання різний напружений стан.

Для з’ясування особливостей напружено-деформованого стану цементного кільця визначався характер розподілу температур вздовж осі свердловин при компресорному нагнітанні та реальних витратах газу і геотермічному градієнті, з врахуванням термічного опору стінок свердловин.

Як показують розрахунки на глибині до 400 м виникають температурні перепади величиною (38-25)К, що значно перевищує допустимий для існуючих тампонажних матеріалів. Враховуючи, що один градус викликає розтягуючі температурні напруги 0,17-0,20 МН/м2, розтріскування кільця неминуче. Навіть

/ =

(14)

2 п

при зменшених витратах газу до 0,0105 кг/с температурний перепад на глиби 150-200 м становить (25-30)К. Тому пропонується за експлуатаційною колоне в інтервалі, де радіальні температурні перепади перевищують допустимі, вик ристовувати нетужавіючі спеціальні матеріали, які реагують на температур зміни без руйнування, зберігаючи герметичність кріплення.

Використовуючи відомі залежності А.Булатова нами вирахувані зведе напруги в тампонажному кільці на його внутрішній і зовнішній поверхнях, також на початок прогріву (?0—>0) та під кінець (^0->оо). Крім того, всличиї напруг враховувались для трьох характерних перетинів: міжколонний прості між колоною і стінкою свердловини і між колоною і стінкою свердловини з ф льтраційною кіркою на ній. Результати розрахунків підтвердили, що у почати вий період прогрівання виникають значні тангенціальні розтягуючі напруги дещо менші розтягуючі осьові. З плином часу їх величина зменшується, а и зовнішній поверхні тампонажного кільця виникають стискаючі напруги. Рад альні стискаючі напруги при більш тривалому прогріванні зростакл

н

(92600>52500)—------. Радіальні стискаючі напруги є найбільшими для випадк;

м ■ К

коли тампонажний камінь знаходиться у міжколонному просторі і наймена для випадку розміщення тампонажного каменю між колоною і гірською поре дою з фільтраційною кіркою. Отже, при компресорному нагнітанні газу тамио нажний камінь знаходиться в умовах змішаного напруженого стану як на внут рішній, так і на зовнішній поверхнях, а допустимі температурні перепади, ви ходячи з міцності тампонажного каменю, не повинні перевищувати (23-28)К що досягається через 180 і більше діб тужавіння. З метою збільшення гермеги чності заколонного простору свердловин і забезпечення високих стискаючи; напруг рекомендується збільшиш глибину спуску проміжної колони де 450-500 м, що і реалізовано в 22 свердловинах Осиповицького ПСГ. Однак, яі засвідчує досвід експлуатації свердловин підземних сховищ газу, проблемі герметичності переходить низку стадій: формування переростає у збереження, і згодом у її необхідність відновлення. Відновлення вимагають, практично, кожна третя свердловина сховища. В результаті кріплення сформовані два техногенних поклади у Наровському та Свіслоцькому горизонтах, виявлено присутність газу у четвертинних відкладах.

В роботі аналітично обгрунтовуються реологічні параметри герметичних рідин (сумішей) на основі розв’язку гідродинамічної задачі течії рідин у вертикальній конічнозбіжній щілині під дією сил тяжіння та перепаду тиску.

Величина тиску нагнітання визначається з диференціального рівняння

др 82и(г)

— +и---------4 ’

дг ду

Після інтегрування, перетворень і спрощень отримаємо:

^43-р —+

6руд(к2 Н

Ііі -Л,2

■А.)

(16)

де Ль й2— розкриття конічної щілини (/?]> /г2); q - питома витрата, м3/(с-м);

р, и - густина (кг/м3) і кінематична в’язкість (м2/с) герметизуючої рідини.

Аналіз отриманих розв’язків показав, що при діаметрі обсадної колони 146-168 мм фактична витрата складає (1,39-3,16)-10"4м3/с, і реалізувати її не можна існуючими агрегатами. Пропонується спеціальна технологія і засоби.

В роботі детально вивчалась стійкість слабозцементованих колекторів при їх закріпленні фізико-хімічними методами. В якості закріплювача використано омилений таловий пек (О'ГП), що є аморфною речовиною і добре розчинною у воді. У складі ОТП ефіри смоляних і жирних кислот в суміші з оксикислотами та полімеризованими кислотами, що є побічним продуктом виробництва талового масла після його етирефікації. При змішуванні з солями металів поліме-ризується і не розчиняється у пластовій воді. Особливістю технологічного використання композиції на основі ОТП є те, що кожен з компонентів розчинений у воді має в’язкість наближену до в’язкості води, що сприяє проникненню в порожнини пласта, з наступною полімеризацією і адгезією з породою пласта.

У дослідах використана насипна модель з піщинок певної фракції. Після насичення водним розчином хлористого кальцію та газом до 60% у модель нагнітали облямівку ОТП 10% концентрації об’ємом 2-10% від об’єму пор і впродовж 24 годин перепускали газ крізь модель, вимірюючи його витрату лічильником. Проникність моделі обробленої ОТП, та динаміку її відновлення вирахували аналітично і наведена на рисунку 2. Ефективність використання ОТП зростає при концентрації понад 5%, однак градієнт тиску при видобуванні газу не повинен перевищувати 0,012-0,017 МПа/м, що є запобіжним заходом від руйнування привибійної зони пласта та зупинок свердловин.

У п’ятому розділі мова йде про практичні розробки та впровадження гід-рогазодинамічних методів у практику підземного зберігання газу та підвищення надійності експлуатації сховищ, як властивість виконувати функціональне призначення, забезпечувати впродовж тривалого часу технологічні показники при циклічному характері зміни тиску і температури газу. В ньому описані розроблені і впроваджені за участю автора нові гідрогазодинамічні методи, зокрема селективний спосіб нагнітання та видобування газу у 1991-1998 рр., результати якого наведені у таблиці 1.

На рисунку 3 наведено графічну інтерпретацію перервного режиму нагнітання газу у порівнянні з проектним. Впровадження даного методу розпочато у 1989 р. і продовжується в наші дні. До числа основних практичних результатів роботи відноситься удосконалена конструкція свердловин зі збільшеною до 400-450 м глибиною спуску проміжної колони, що дозволило підвищити початкову герметичність свердловини, реалізовану на 22 свердловинах сховища, ре-

комендації щодо використання технології герметизації шляхів міграції газу та технології закріплення привибійної зони свердловин, розроблену у 2-х варіантах: з зупинкою, та без зупинки та виводу свердловини з експлуатації.

Застосовуючи розроблені гідрогазодинамічні методи та технології збільшено на 20% об’єм активного газу (70-80 млн.м3), зменшено втрати газу (2,3 млн.м3), стабілізовано буферний об’єм газу та витоки, які не перевищують в даний час 10,1-10,7 млн.м3, підвищено безпеку експлуатації сховища, розвантажуючи техногенні поклади крізь спеціальні свердловини.

Градіент тиску, МПа/м

1 - при масовій концентрації ОТП у розчині - 2%; 2 - при масовій концентрації ОТП у розчині - 5%; 3 - при масовій концентрації ОТП у розчині - 10%; 1,2 і 3 - при об’ємі облямівки -10% від об’єму пор; 4,5 і 6 - відповідно при масовій концентрації ОТП у розчині 2% і 5% та об 'ємі облямівки 3 0% від об 'ему пор; б-не оброблена модель пласта.

Рисунок 2 - Вплив градієнта тиску на відносну проникність та стійкість моделі пласта при закріпленні його ОТП

Пластовий тиск,

Наповнення сховища зопроводу

Компресорне нагнітання газу у сховище

21.06-31.10

1 а ■ і «#-1 а & 1 "1Г ■чв- л' іґ ■4Ґ

- -о' А В а \ 2

1,3 - Проекти ¡їй режим напов нення сховища

Нейтральний період Компресорне нагнітання газу у сховище

квітень травень червень липень серпень вересень жовтень

700

600

500

400

300

200

0,0

1-06 'см газу у сховищі, 1988 р.; З - Пластовий тиск, 1988 р.;

2 - Об 'єм газу у сховищі, 1998р.; 4 - Пластовий тиск, 1998 р. ■

Рисунок 3 - Перервний режим наповнення сховища газом

Об’єм газу, млн.м:

Таблиця 1 — Реалізація селективного нагнітання газу у багатопластову систему

Роки Сховище Пласт 3 Пласт 2 Витоки у вище розташовані горизонти Внут- рішнє плас- тові втрати

нагні- тання видо- буван- ня недо- відбір нагні- тання видо- буван- ня нагнітання у південний блок видобування 3 північного блоку нагні- тання видо- буван- ня нагні- тання під ГВК

1991 406,4 400,4 6 66,4 210,2 22 11,0 340 190,2 131,6 4,9 ІД

1992 100 98,5 1,5 16,34 51,70 33 50 83,66 46,8 39 1,23 0,27

1992 410,5 393,6 16,9 60,6 204,1 31,8 19,8 349,9 189,6 131,8 5,8 11Д

1993 100 95,89 4,12 14,76 49,71 52 62 85,24 46,18 38 1,41 2,70

1993 422,8 400,3 22,5 94,6 210,2 57,1 30,6 328,3 189,1 164,8 7,3 15,2

1994 100 94,68 5,32 22,36 49,83 60 53 77,64 45,85 50 1,73 3,59

1994 419,6 387 32,66 57,67 207 27,7 20,9 361,99 179,8 235,1 8,1 24,5

1995 100 92,22 7,78 13,74 49,35 48 75 86,26 42,87 65 1,93 5,85

1995 366,7 353 13,7 54,67 174 4,2 14,9 312 179 148,3 8,9 4,8

1996 100 96,26 3,74 14,91 47,45 7 3,50 85,09 48,81 47,5 2,43 1,31

1996 368 341,4 26,6 73,4 169 19,3 21,9 294,6 172,4 81 10,4 16,2

1997 100 92,77 7,23 19,95 45,92 26 110 80,05 46,85 27,5 2,83 4,40

1997 386,9 354,8 32,1 34,1 171,2 2,8 9,1 352,8 183,7 127,1 10,1 22,0

1998 100 91,70 8,30 8,81 44,22 8,2 32,5 91,19 47,48 36 2,6 5,7

Примітка. У чисельнику умовного дробу - об’єм газу в млн.м3, у знаменнику - відносний об’єм у відсотках

ОСНОВНІ ВИСНОВКИ І РЕКОМЕНДАЦІЇ

У дисертаційній роботі на основі теоретичних і експериментальних досліджень отримали наукове обгрунтування та подальший розвиток гідрогазодина-мічні методи підвищення надійності експлуатації підземних сховищ газу, створених у багатопластовій водоносній системі, з гідрогазодинамічними зв’язками шляхом математичного моделювання процесу експлуатації сховища, впровадження селективио-диферепційованого методу нагнітання і видобування газу, фізико-хімічного закріплення привибійпої зони пласта та обгрунтування властивостей герметизуючих сумішей для ліквідації витоків газу, удосконалення конструкції свердловин, що можна кваліфікувати як отримання нових науково обгрунтованих результатів, які в сукупності вирішують конкретне наукове завдання, що мас суттєве значення для створення і надійної експлуатації підземних сховищ газу.

!. Аналізом геологічного матеріалу, результатів геофізичних досліджень та дослідної експлуатації Осиповицького сховища газу встановлено формування двох штучних газових покладів: у нижньому, крутозалягагочому, з амплітудою до 55 VI, пласті 2 та верхньому, більш пологому, з амплітудою до 28 м, пласті 3 з гідрогазодинамічними зв’язками, перехідними зонами товщиною 1-5 м газонасиченими до 25% і загальним об’ємом газу до 20% об’єму зберігання, а також витоками газу до 10-10,7 млн.м3 за цикл з об'єкта зберігання шляхами, сформованими у тектонічних порушеннях та елементах кріплення свердловин, що обумовило формування двох техногенних покладів у Свісло-цьких та Наровських горизонтах та необхідність їх розвантаження крізь контрольні свердловини.

2. З метою збільшення надійносіі експлуатації підземного сховища з багато-пластовою пасткою розроблено та впроваджено селекіивно-диферепційований спосіб експлуатації, що включає розмежоване між пластами 2 і Л нагнітання газу в об’ємах відповідгго 85-83% та 15-17% активного об'єму, видобування з пластів по 45-55% активного об'єму, а також наповнення пласта 2 під газоводяний контакт у кількості до 40% газу. 11,е дозволило на Осиповицькому ПС'Г підняти коефіцієнт використання пастки з 0,44 до

0,72, збільшити активний об'єм г;иу, довести співвідношення активного та загального об’ємів до 0,53-0,55.

3. Розроблено математичну модель експлуатації підземного сховища газу, сформованого у багатопластовій водоносній системі, з гідрогазодинамічними зв'язками, яка дає можливість прогнозувати на будь-який момент часу тиски і дебіти у виділених, центральній і зовнішній зонах пластів, розподіл газу між пластами, витоки у вищерозташовані горизонти. Згідно результатів розрахунку, незворотні втрати газу становлять 4,2 - 4,0% від активного об’єму газу сховища і складаються з внутрішніх пластових втрат (1,4 ~ 1,5%), витоків у вищерозташовані горизонти - 2 - 2,2% та формування пасивного буферного об’єму - 0,45 -0,5%. За даними експлуатації сховища 1997 - 1998 рр, загальні незворотні втрати газу склали 18 млн.м3, з них витоки у вишерозташо-

вані горизонти- 10,1 млн.м3, внутрішні пластові втрати - бмлп.м3 і 1,9 млн.м3 - “пасивний” буферний об’єм.

4. Для попередження обводнення привибійних зон свердловіш і зменшення защемлення газу обгрунтовано та впроваджено метод перервного наповнення сховища, який передбачає скорочення до 17-20 днів нейтрального періоду після видобування газу, форсоване наповнення сховища із магістрального газопроводу газом в об’ємі до 60 млн.м3, що дозволяє підняти тиск до початкового гідростатичного - 4,05-4,16 МПа, продовженням нейтрального періоду і завершенням нагнітання газу компресорним способом.

5. Удосконалено методику проектування конструкції свердловин підземних сховищ, що базується на розрахунках розподілу температури вздовж осі свердловини при компресорному нагнітанні газу і термонапруг в оболонці тампонажного каменю і дає можливість оцінювати напружений стан цементного кільця і формування шляхів витоків газу у вищерозташовані горизонти, а також дозволяє вибирати тампонажні матеріали з механічними властивостями близькими до умов експлуатації свердловин у режимі підземного зберігання газу або модифікувати їх властивості у потрібному напрямі. Рекомендовано з метою підвищення герметичності свердловин та надійності експлуатації сховища збільшити глибину спуску проміжної колони до 440-450 м, що відповідає повпому перекриттю пуховицьких відкладів, умові підвищення герметичності та експлуатаційної надійності свердловин підземних сховищ при низьких термоградієнтах.

6. Сформульовано і розв’язано гідродинамічну задачу течії в’язкої рідини у вертикальній конічнозбіжній щілині, сформованій у заколонному просторі свердловин підземних сховищ газу, що дозволило розвинути методику визначення реологічних параметрів герметизуючих сумішей та аргументовано встановлювати характеристики нагнітального устаткування при проведенні ремонтних робіт у свердловинах для ліквідації шляхів витоків газу із сховища.

7. На основі експериментальних досліджень запропонована закріплююча суміш, що складається з омиленого талового пеку (ОТП) - 2-5% та водного розчину хлористого кальцію - 1,5-2%, загальним об’ємом до 10% від об’єму пор, яка полімеризуючись у пласті, підвищує стійкість привибійної зони свердловин, запобігає виносу піску при номінальних технологічних показниках експлуатації сховища. Розроблена технологія проведення робіт на свердловинах, впровадження якої на Осиповицькому ПСГ підтвердили результати досліджень, скоротили кількість зупинок свердловин на ЗО - 60%, продовжили термін їх експлуатації на 17 - 36 днів, підвищили їх надійність. Рекомендована технологія розроблена у двох варіантах: з зупинкою та вилученням свердловини з експлуатації та без вилучення з експлуатації.

8. Впровадження наукових розробок та результатів досліджень у практику підземного зберігання газу в межах Осиповицького ПСГ дозволили збільшити на 20% об’єм активного газу (70-80 млн.м3), зменшити внутрішні пластові втрати газу (2,3 млн.м3), стабілізувати буферний об’єм газу, підвищити герметичність кріплення на 40-60%, зменшити витоки газу і стабілізувати їх на

рівні 1О,1-ї0,7 млн.м3, зменшити витоки газу та підвищувати герметичність кріплення на 40-60%, що стабілізувало їх на рівні 10,1-10,7 млн.м3, розвантажити контрольні горизонти, підвищити безпеку та надійність підземного зберігання газу.

З метою покращання технологічних показників сховища газу рекомендується:

- дотримуватись розрахованих об’ємів газу диференційованих між пластами і свердловинами, які нагнітають у сховище та видобувають із нього;

- проводити щорічно нагнітання газу у понижену частину пласта 2 та під його ГВК об’ємом 135-150 млн.м3.

- періодично розвантажувати контрольні горизонти та утилізувати газ, використовуючи його на технологічні потреби.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ ДИСЕРТАЦІЇ ОПУБЛІКОВАНО У НАСТУПНИХ

НАУКОВИХ ПРАЦЯХ

1. Сухин Е.И. К вопросу уменьшения защемления газа при эксплуатации ПХГ/ Сб. Нефтегазовая гидромеханика. -М.: 1991. -Вып.228 - С. 169-172.

2. Сухин Е.И., Сорокин А.П., Грачева О.Н. Особенности формирования и эксплуатации ПХГ в условиях взаимодействия двух пластов. // Газовая промышленность. - 1991. № 9. - С. 14-15.

3. Сухин Е.И., Сорокин А.П., Солдаткин Г.И. Инчукалнское газохранилище - уникальный объект в водоносном пласте. П Газовая промышленность. -1991. № 10.-С. 20.

4. Сухин Е.И., Сорокин А.П., Цемкало М.М. и др. Повышение устойчивости слабосцементированных коллекторов ПХГ физико-химическими методами. // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа. - Уфа. 1992. - С. 67-74.

5. Сухин Е.И., Цемкало М.М., Грачева О.Н. и др. Особенности формирования и эксплуатации подземного хранилища газа, созданного в водоносном пласте сложного геологического строения. // Обзорная информация. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ВНИИЭГазпром. - 1991. - 35 с.

6. Сухін Є.І., Навроцький Б.І. Дослідження течії герметизуючої суміші у щілинах та розколинах елементів кріплення свердловин підземних сховищ газу. / Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ. Серія Транспорт і зберігання нафти і газу. - 1998. Вип. 35, (том 5). - С. 68-77.

7. Гімер Р.Ф., Навроцький Б.І., Сухін Є.І. Про допустимі тиски і температури нагнітання газу у підземні сховища. // Тези науково-технічної конференції професорсько-викладацького складу університету. - Івано-Франківськ. - 1999. -С. 118.

8. Сухін Є.І., П.Р.Гімер, Навроцький Б.І. Моделювання експлуатації ПСГ, створеного у водоносному пласті. // Тези науково-технічної конференції професорсько-викладацького складу університету. - Івано-Франківськ. - 1999. -С. 117.

АНОТАЦІЯ

Сухін Є.І. Розробка та удосконалення гідрогазодинамічних методів під вищення надійності експлуатації підземних сховищ газу. - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук з; спеціальністю 05.15.13 - Нафтогазопроводи, бази та сховища. Івано Франківський державний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ 1999 р.

Присвячена розвитку гідрогазодинамічних методів покращання техноло гічних показників експлуатації сховищ газу, сформованих у багатопластоші неоднорідній водоносній системі, на основі досліджень та узагальнення проми слових даних і впровадженню їх в практику. В ній розглянуті особливості гео логічної будови об’єкта зберігання газу та процесу формування сховища на ос нові аналізу результатів дослідної експлуатації ПСГ На основі математичногс моделювання прогнозовано технологічні показники роботи ПСГ, включно : міжпластовими витоками газу. Дано аналітичне обгрунтування стану тампонажного кільця в свердловині при компресорному нагнітанні газу. Проведене аналітичне дослідження реологічних параметрів герметизуючих композицій з метою зменшення витоків газу за рахунок ефективних відновшовальних робіт.

Розроблено ефективна технологія експлуатації підземних сховищ, яка базується на селективно-диференційованому способі нагнітання і видобування газу пластами і свердловинами. Запропоновано перервний режим нагнітання газу у сховище, що зумовило зменшення періоду перебування сховища під заниженим тиском, обводнення пласта-колектора та защемлення газу. Удосконалено методи герметизації заколонного простору свердловин та закріплення приви-бійної зони, що дозволило підвищити надійність експлуатації свердловин і підземних сховищ. .

Ключові слова: сховище, пласт, нагнітанім, видобування, газ, свердловина, привибійна зона, модель, витоки газу, об’єкт зберігання, кріплення, тампонажне кільце, герметичність.

АННОТАЦИЯ

Сухин Е.И. Разработка и усовершенствование гидрогазодинамических методов повышения надежности эксплуатации подземных хранилищ газа. - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.15.13 - Нефтегазопроводы, базы и хранилища. Ивано-Франковский государственный технический университет нефти и газа, Ивано-Франковск, 1999 г.

Посвящена развитию гидрогазодинамических методов улучшения технологических показателей эксплуатации подземных хранилищ газа, сформированных в многопластовой, неоднородной водоносной системе, на основании исследований и обобщения промысловых данных и внедрение их в практику. В ней детально рассмотрены и проанализированы особенности геологического строения объекта хранения газа, степень микро- и макронеоднородности по площади и вертикали, а также процесс формирования хранилища на основании данных опытно-промысловой эксплуатации ПХГ. С помощью математической модели многопластового хранилища, осложненного внутрипластовыми и меж-пластовыми перетоками, спрогнозировано технологические показатели, дебиты и пластовые давления каждого из пластов. Система дифференциальных уравнений решается методом Рунге-Кута с контролированными ошибками пошагово. Проведены аналитические и экспериментальные исследования эксплуатационной надежности скважин ПХГ через определение напряженного состояния кольца тампонажного камня, оценки возможности образования трещин и зазоров - путей перетоков газа, особенно при компрессорном нагнетании, когда температура на устье достигает 308-323 К, а дебиты газа - 1500 м3/час, рассчитаны допустимые температурные перепады для тампонажных материалов, используемых на скважинах Осиповицкого ПХГ. Проведены аналитические исследования течения вязкой жидкости в трещинах и зазорах заколонного пространства скважин, позволяющие аргументированно устанавливать реологические параметры герметизирующих составов и технологические параметры процесса герметизации скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Разработана эффективная технология эксплуатации подземных хранилищ, базирующаяся на селективно-дифференциональном нагнетании и отборе газа по пластам и скважинам, в том числе и закачкой газа под ГВК, в качестве до 40% активного объема газа. Предложено режим нагнетания газа с сокращением нейтрального периода после отбора газа до 17-20 дней, с последующим форсированным нагнетанием газа до давления величиной равному первоначальному пластовому, что уменьшает обводнения пласта-коллектора и объем защемленного газа. Предложены составы для закрепления призабойной зоны скважин, методы и технологические схемы реализации, базирующиеся на гидрогазодинамических процессах, что позволило повысить эксплуатационную надежность скважин и подземных хранилищ.

Ключевые слова: хранилище, пласт, нагнетание, отбор, газ, скважина, призабойная зона, модель, перетоки газа, объект хранения, крепление, тампо-нажное кольцо, герметичность.

ABSTRACT

Suhin E.I. Elaboration and improvement of hydrodynamic methods, increase exploit reliable of underground gas storage - manuscript.

Thesis for the Candidate of Technical sciences degree in the specialty 05.15.13

- Oil and gas pipelines, bases and storage facilities - Ivano-Frankivsk State Technical University of Oil and Gas, Ivano-Frankivsk, 1999. ■

The dissertation is devoted to investigation of the problem for ways of increase exploit reliable of underground gas storage.

A scientific research for hydrogasodynamic methods improvement technological indexes of exploitation is shown.

The underground gas storage is formed in many stratum inhomogeneous systems.

On the basis of investigations the basically geology-technological aspects and generalization according to producers information and application to the production reliable factor were defined.

Peculiarity geological structure of object gas storage and processes, forming the storage on the basis of analysis results exploitation UGS are considered.

The created mathematical model, the method and software of calculation is prognoses technological significant (indexed) of work UGS.

Analytical bases of conditions cement sluny circular section in well for compressible gas pump is shown.

Analytical research the reological properties hermetically sealed compositions with the purpose of decrease flow out of.gas (gas influence) at the expense of effective reconstruction work are given. '

Effective technology of the exploitation underground gas storage is elaborated, that bases on selective differential pump and extraction (mining) of gas by stratum and wells. Interrupt regime pump of gas into storage that limits decreases period stay storage under drop pressure, irrigation of stratum-collector and fixation of gas are offered in this work.

These investigations aimed at improving methods hermetically sealed area near column of well and fixation bottom zone, that is permitted to increase exploit reliable (safe) of wells and underground gas storage.

Key words: storage, stratum, pump, extraction (mining), gas, well, bottom zone, model, flow out of gas, object of storage, hermetically sealed.