14.1 Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях

 

Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказы­ваются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны геометриче­ские размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давления и температура, со­став газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герме­тичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд добивающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые со­оружения для получения товарного газа.

Параметры ПХГ, определяемые при проектировании

1)          макси­мально допустимое давление;

2)          минимально необходимое дав­ление в конце периода отбора;

3)          объемы активного и буфер­ного газов;

4)          число нагнетательно-эксплуатационных скважин;

5)          диаметр м толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов;

6)          тип компрессорного агрегата для КС;

7)          об­щую мощность КС;

8)          тип и размер оборудования подземного хранилища для очистки газа от твердых взвесей при закачке его в пласт и осушки при отборе;

9)          объем дополнительных ка­питальных вложений, себестоимость хранения газа, срок оку­паемости дополнительных капитальных вложений.

При эксплуатации ПХГ количество отбираемого газа опреде­ляют по графику газопотребления. Число добывающих скважин, необходимое при отборе газа, определяют с учетом среднесуточного отбора газа из храни­лища, типа подземного хранилища, крепости породы газона­сыщенного коллектора, технологического режима эксплуатации скважин, схемы размещения скважин на площади газонос­ности. Необходимое число скважин и компрессороврассчитывают для двух наиболее трудных периодов работы подъемного хра­нилища:

1)    пикового периода отбора газа (декабрь или январь);

2)    конечного периода отбора газа из хранилища (март — апрель).

В первом случае максимальный отбор газа осуществляется при высоком давлении, во втором случае расход отбираемого газа из хранилища меньше и давление газа в хранилище в этот период минимально.

 

14.2 Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях

 

Опыт эксплуатации нефтяного месторождения позволяет получить необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. Факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объемы добытой нефти, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свой­ства нефти, газа и воды.

Рисунок 14.1 - Графики зависимости из­менения пластового давления и газового фактора  от объема до­бытой нефти

 

 

При проектировании необходимо:

-         тщательно обследовать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные сква­жины,

-         изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования,

-         реконструировать промысловые газопроводы,

-         постро­ить новые установки для очистки и осушки газа,

-         пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины.

 

В процессе подземного хранения газа в частично выработан­ном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к за­боям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пла­ста на поверхность.

Нагнетательные скважины целесообразно размещав в сводовой части структуры, добывающие — в пони­женных частях.

Общий объем газа в хранилище скла­дывается из трех частей:

-         объема свободного газа в газовой шапке;

-         объема газа, растворенного в остаточной нефти

-         окклю­дированного (рассеянного в виде отдельных пузырьков в массе нефти) газа.