12.6. Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях

В том случае, если подземное хранилище газа планируют со­здать на основе выработанного нефтяного или нефтегазового ме­сторождения, необходимо получить информацию о составе не­фти, остаточных насыщенностях пористой среды нефтью, газом и водой, а также газовых факторах. Анализ таких параметров по­зволяет оценить взаимодействие остаточной нефти и закачивае­мого газа с точки зрения фазовых переходов и фильтрационных процессов, которые неизбежно будут происходить при создании и эксплуатации подземного хранилища.

Значительная часть исходного материала для расчетов созда­ния хранилища в таких условиях может быть получена из опыта эксплуатации выработанного нефтяного месторождения. Так, сам факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли продуктивного пласта. Кроме того, как пра­вило, достоверно известны объемы добытой нефти, газа и воды, изменение давлении и дебитов по скважинам, геолого-физиче­ские параметры пласта-коллектора и физические свойства нефти, газа и воды. Тем не менее необходимо тщательно обследовать, выбрать и отремонтировать старые заброшенные или негерметич­ные скважины. К обязательным мероприятиям относят также изу­чение состояния и герметичности шлейфов, промысловых нефте­проводов, сепараторов и другого технологического оборудования с принятием решения о возможности их использования в процес­се подземного хранения газа. При сооружении хранилища рекон­струируют промысловые газопроводы, строят необходимые уста­новки очистки и осушки газа, бурят новые нагнетательно-добы-вающие скважины.

Одновременно с этим специалисты проводят исследования, целью которых являются:

454

определение будущих дебитов скважин;

- установление режима работы подземного хранилища газа;

определение возможного объема извлечения остаточной нефти;

планирование мероприятий по увеличению дебитов нагне-тательно-добывающих скважин;

прогноз динамики состава газа в процессе подземного хра­нения.

В качестве примера (данные А. И. Ширковского) на рис. 12.5 приведены графики, построенные по результатам эксплуатации нефтяного месторождения. Из рисунка следует, что газонефтяной фактор Г сначала плавно увеличивается, а затем величина его резко уменьшается. Это свидетельствует о постоянстве объема порового пространства, занятого нефтью, отсутствии продвижения воды в залежь, а также о том, что залежь эксплуатируется при режиме

455

газированной жидкости. Постоянство или плавное увеличение га­зового фактора Г свидетельствует о продвижении воды в нефтя­ную залежь, уменьшении объема перового пространства, насы­щенного нефтью.

При подземном хранении газа в частично выработанном не­фтяном пласте газ будет не только оттеснять нефть к забоям добы­вающих скважин и к периферии залежи, но и растворять и испа­рять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения нефти храня­щимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта, физические свойства нефти и газа и технологические па­раметры работы ПХГ.

К основным из этих факторов относятся следующие:

коэффициенты пористости, проницаемости, удельная по­верхность;

объем остаточной воды;

неоднородность пласта по площади и разрезу;

давление и температура;

плотности и вязкости остаточной нефти и газа;

коэффициент охвата, или отношение объема газа, закачан­ного в пласт, к объему порового пространства пласта.

Нагнетательные скважины размещают в приподнятой части геологической структуры, а добывающие — в ее пониженных уча­стках.

При технико-экономической оценке эффективности подзем­ного хранения газа в пластах выработанных нефтяных месторож­дений принимают во внимание следующие показатели:

режим потребления газа выбранным районом;

себестоимость газа и его цена;

■ наличие буферных потребителей (электростанций с несколь­кими применяемыми видами топлива);

■ стоимости бурения и обустройства скважин. Дополнительно сравнивают различные способы покрытия се­зонных колебаний местного спроса на газовое топливо.