Исследования Нафталанского месторождения для оценки создания емкости ПХГ (блок №2)

Географическая характеристика Нафталанского месторождения. Гидрогеологические исследования на разведочных скважинах. Геолого-гидродинамические данные к технологической схеме подземного газохранилища в водоносном пласте. Бурение и испытание скважин.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 04.02.2019
Размер файла 2,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

2.6.3 Система контроля и наблюдений

Система контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземного хранилища, последовательность и частота наблюдений, контрольных замеров, отбора и проб, и других операций определяются технологической схемой и утвержденным для данного хранилища или объекта специальным регламентом, подготовленным на основе типового "Регламента контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах".

Контроль за процессом заполнения хранилищ, распространением газонасыщенной зоны, перераспределением репрессивной и депрессионной воронок, реагированием скважин осуществляется геологической службой СПХГ путем систематического анализа данных закачки и отбора газа, по результатам испытания скважин, промыслово-геофизическим замерам, визуальным наблюдениям.

Контроль за созданием и эксплуатацией подземного хранилища газа предусматривает:

1. построение карт изобар при закачке и отборе газа;

2. построение графиков "закачка (отбор) - давление", изменения производительности (дебита) эксплуатационных скважин по циклам закачки и отбора газа;

3. определение зависимостей, характеризующих темпы и продолжительность отборов газа по циклам от активного объема, продолжительности нейтрального периода и других факторов;

4. определение расчетным путем по промысловым данным количества газа в газохранилище по циклам или отдельно по периодам закачки и отбора;

5. систематические наблюдения за герметичностью газохранилища по контрольным горизонтам и по всем технологическим скважинам, находящимся под газом;

6. создание компьютерной системы контроля за распространением газа по пласту-коллектору.

Для контроля и наблюдений предусматриваются замеры устьевого и забойного давления по эксплуатационным скважинам, температуры и расхода газа на газосборном пункте и значений газонасыщенности по наблюдательным и геофизическим скважинам, водного фактора и наличия механических примесей в потоке газа (при необходимости).

Периодичность замеров давления по эксплуатационным и наблюдательным скважинам устанавливается в зависимости от запроектированных темпов закачки и отбора газа, условий его распространения при закачке и ожидаемых темпов вторжения пластовых вод при отборе газа, размеров площади газонасыщения и других факторов, характерных для данного объекта.

Замеры давления или уровня воды предусматриваются по системе контрольных скважин, вскрывающих водоносные горизонты над основной покрышкой пласта-коллектора, а в отдельных случаях, где это возможно, и над резервными покрышками.

Замеры давления, необходимые для построения карт изобар, должны быть предусмотрены по эксплуатационным, наблюдательным и пьезометрическим скважинам в периоды после прекращения закачки или отбора газа.

При составлении технологической схемы создания газохранилища в сложнопостроенных структурах и массивных песчано-глинистых пачках, сообщающихся между собой, необходимы данные о распределении давления по вертикали. С этой целью в схеме должны быть предусмотрены несколько пар наблюдательных скважин, одна из которых вскрывает верхнюю, другая - нижнюю часть пачки и т.д. После выполнения функции наблюдательных, эти скважины в период длительной эксплуатации газохранилища могут быть использованы в качестве эксплуатационных.

Предусмотренная технологической схемой система контроля и наблюдений, после окончания опытно-промышленной эксплуатации и вывода газохранилища на проектные показатели циклической работы может быть видоизменена в соответствии с новыми обстоятельствами, выявленными в начальной стадии создания газохранилища.

2.7 Исследования Нафталанского месторождения для создания ёмкости ПХГ (блок 2)

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.

Однако необходимо тщательно обследовать, выбрать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования для возможности их использования в процессе подземного хранения газа, реконструировать промысловые газопроводы, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины.

Одновременно с этим проводят исследования с целью определения будущих дебитов таких скважин, режима работы ПХГ, максимально возможного объема извлечения остаточной нефти, мероприятий по увеличению производительности нагнетательно-добывающих скважин, изменения состава газа в процессе подземного хранения.

Нагнетательные скважины целесообразно размещать в приподнятой, сводовой части структуры, добывающие ? в пониженных частях.

Для создания ПХГ необходимы следующие геологические факторы:

-структура объекта хранения в виде свода;

-пласт (объект хранения), обладающий достаточными пористостью и проницаемостью;

- комплекс непроницаемых пород - покрышка, перекрывающая пласт - объект хранения, чтобы исключить вертикальную миграцию газа

Активный объем газа подземного хранилища рассчитывается на количество газа, соответствующего сезонному колебанию газопотребления. Численное значение активного объема газа определяется с использованием коэффициентов месячной неравномерности газопотребления, вычисленных из графика годового потребления газа (12 мес.):

где Qmax, Qmin - максимальное и минимальное потребление газа за месяц; Qср - среднемесячное потребление газа в течение года.

Зная коэффициент месячной неравномерности газопотребления, объем газа, подлежащего хранению, Qa (активный объем хранимого газа) можно определить по формуле:

где Qг - среднегодовой объем потребления газа, определяемый по нормам газопотребления потребителей всех категорий (бытовые, коммунальные и производственные объекты), м3;

Общий объем газа, находящегося в ПХГ, всегда больше активного объема на величину буферного газа, который постоянно находится в пласте-коллекторе для поддержания энергетического потенциала газохранилища:

где Qоб - общий объем газа, м3; Qa - активный объем газа, м3; Qб - буферный объем газа, м3;

Замер расхода закачиваемого (отбираемого) газа проводится ежесуточно на пункте замера расхода газа (ПЗРГ) газохранилища.

Замер расхода закачиваемого (отбираемого) газа проводится по каждой эксплуатационной скважине на ГСП (при отсутствии замерных устройств возможна оценка расчетным путем).

При наличии нескольких ГСП контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведут по каждому ГСП.

Если хранилище создается и эксплуатируется в нескольких горизонтах или изолированных пластах одного горизонта, замер расхода газа проводят по каждому объекту.

При разгрузке техногенной залежи замер и учет расхода газа проводят так же, как из объекта хранения.

Учет затрат газа на технологические топливные нужды проводят ежесуточно и определяют по показаниям измерительных приборов.

Учет и оценка затрат газа на прочие технологические нужды проводится путем измерения приборами либо расчетным путем.

Оценку пластовых потерь газа проводит организация, осуществляющая авторское сопровождение эксплуатации ПХГ, после чего они рассматриваются, утверждаются в установленном порядке и учитываются в балансе газа хранилища.

Потери газа при авариях (разовые) оформляют специальным актом на основании расчета, проведенного организацией, осуществляющей авторское сопровождение эксплуатации ПХГ, и утверждают в установленном порядке.

Оценку затрат газа на СТН проводят на основании согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке методик.

Баланс газа в объекте хранения ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на ПЗРГ с учетом СТН.

Баланс газа в ПХГ включает:

-оценку затрат газа на СТН;

-расчет объема, закачанного (отобранного) газа за сутки, месяц, сезон с учетом СТН;

-расчет общего объема газа в объекте хранения (в т.ч. техногенные залежи газа);

-учет объема извлеченного конденсата или нефти.

Если хранилище эксплуатируется в нескольких объектах, то баланс газа ведут как в целом по хранилищу, так и по каждому объекту отдельно.

Учет и замер количества добываемой пластовой жидкости осуществляется как в целом по газохранилищу, так и по каждому ГСП и эксплуатационной скважине отдельно (при наличии соответствующего оборудования).

Если хранилище эксплуатируют в нескольких горизонтах или изолированных пластах одного горизонта, то учет количества добываемой пластовой жидкости ведут как в целом по хранилищу, так и по каждому объекту отдельно. При отборе пластовой жидкости проводят ее химический анализ.

Контроль товарного качества газа осуществляет соответствующая служба ПХГ путем определения физико-химического состава, удельного веса, калорийности, точки росы и их соответствия нормативным значениям.

По каждой скважине проводят контроль технологического режима эксплуатации путем замера депрессии (репрессии) на пласт-коллектор, дебита газа и выносимой с газом пластовой жидкости. Допускают осуществление контроля технологического режима эксплуатационных скважин на основании технологической модели.

На хранилищах, где имеется опасность разрушения объекта хранения, максимальная производительность эксплуатационных скважин дополнительно контролируют по показаниям датчиков индикации пескопроявлений или породоуловителей, предусмотренных технологическим проектом ПХГ.

Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных горизонтах осуществляют путем замера устьевых (забойных) давлений, уровней пластовой воды в скважинах.

Если хранилище эксплуатируется в нескольких горизонтах или изолированных пластах одного горизонта, то контроль за динамикой давлений осуществляют по каждому объекту отдельно.

Контроль за распространением газа в объекте хранения проводят с использованием геофизических, промысловых и аналитических методов.

При водонапорном режиме эксплуатации хранилища определение положения газоводяного контакта (далее - ГВК), газонасыщенной толщины и коэффициента газонасыщенности проводят геофизическими методами в период отбора при максимальном значении ГПО (при пластовом давлении, близком к гидростатическому).

По наблюдательным скважинам, расположенным в водонасыщенной зоне объекта хранения, проводят гидрохимические исследования и промысловые замеры давлений (уровней).

Контроль за распространением газа по площади ПХГ осуществляют аналитическими методами на основе компьютерных построений ГВК.

Контроль за техническим состоянием скважин осуществляют промыслово-геофизическими методами, по планам-графикам, разработанным геологической службой ПХГ, согласованными с организацией, осуществляющей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ.

Оценку состояния забоя по всему фонду скважин проводят по плану-графику с использованием геофизических и промысловых данных.

Замер давления и расхода газа между эксплуатационной и технической колоннами (МКД1) и между технической колонной и кондуктором (МКД2) проводят по всему фонду скважин при максимальном давлении в ПХГ.

Визуальный контроль за наличием поверхностных газопроявлений вокруг устьев скважин проводится совместно с плановыми замерами давлений и другими работами, проводимыми по этим скважинам.

Наблюдения за герметичностью объекта хранения и возможным образованием техногенных залежей проводят промысловыми, геофизическими, гидрохимическими и аналитическими методами.

Промысловые методы включают:

замер устьевых (забойных) давлений и уровней по контрольным скважинам;

наблюдения за поверхностными газопроявлениями.

Геофизические методы включают:

-проведение радиометрии, термометрии по фонду скважин, которые осуществляются в соответствии с планом-графиком геофизических исследований.

Гидрохимическими исследованиями контролируют содержание и состав растворенного газа в пластовой воде по контрольным, наблюдательным скважинам и водозаборам (в пределах горного отвода).

Аналитическими методами контролируют:

-герметичность объекта хранения в целом;

-латеральную герметичность хранилища путем расчета ГПО хранилища. Режим эксплуатации ПХГ должен исключать превышение проектного значения ГПО.

Аналитические методы контроля осуществляют на основании технологической модели эксплуатации ПХГ.

Основным отличием технологии подземного хранения газа от технологии разработки газовых месторождений является скоротечность процессов в ПХГ.

Если на месторождениях давления изменяются монотонно, в течение 10-30 лет, то в ПХГ этот процесс происходит в течение нескольких месяцев и отбор газа, как правило, проводится в осенне-зимний период с последующей закачкой газа в летний период.

Практически в ПХГ процессы являются не установившимися. Это отражается и на требованиях, которые необходимо соблюдать при проектировании и эксплуатации подземной части ПХГ.

Если разработку многих газовых месторождений можно проектировать, оперируя средневзвешенным давлением и проводя расчеты на «среднюю скважину», то на подземных хранилищах, особенно созданных в плотных коллекторах, игнорирование воронки депрессии (и репрессии) приводит к существенным погрешностям.

С целью определения оптимальных параметров работы и установления допустимого технологического режима эксплуатации скважин ПХГ проводят газогидродинамические исследования скважин на стационарных режимах фильтрации газа. Эти исследования проводят так же с целью определения параметра гидропроводности пласта, коэффициентов фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине. Задачи исследования газовых скважин ПХГ, созданных в выработанных месторождениях и в водоносных структурах, с применением метода установившихся отборов в период отбора газа и в нейтральный период идентичны задачам исследования скважин газовых месторождений.

Исследование газовых скважин ПХГ должно проводиться без выпуска газа в атмосферу. Это условие требует проведения большей части общего объема исследовательских работ по установлению технологического режима работы в период отбора газа, и возможно при низком давлении в газотранспортной системе.

Исследование скважин проводятся по методу смены стационарных режимов фильтрации, не менее чем на пяти режимах. Перед началом работы в скважине замеряется статическое давление, во время работы скважины на режимах определяются устьевые давления и дебиты газа.

Кроме параметров, определяемых по результатам исследования скважин газовых месторождений методом установившихся отборов, при испытании газовых скважин ПХГ необходимо установить приемистость скважин и определить коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b при закачке газа. Эти коэффициенты могут заметно отличаться от коэффициентов а и b, получаемых по результатам испытания в процессе отбора газа. Большое значение при обработке результатов исследований имеет точность определения пластового давления, величина которого может значительно меняться за время исследований.

Рассчитать активный газ для ПХГ во 2 блоке Нафталанского месторождения.

Активный объем газа подземного хранилища рассчитывается на количество газа, соответствующего сезонному колебанию газопотребления. Численное значение активного объема газа определяется с использованием коэффициентов месячной неравномерности газопотребления, вычисленных из графика годового потребления газа (12 мес.).

(1)

где Qг - среднегодовой объем потребления газа, определяемый по нормам газопотребления потребителей всех категорий (бытовые, коммунальные и производственные объекты), м3;

(2)

где Qmax, Qmin - максимальное и минимальное потребление газа за месяц; Qср - среднемесячное потребление газа в течение года.

Заключение

При исследованиях месторождения для оценки создания ёмкости ПХГ необходимо провести большое количество работы для установления полной пригодности его под создание подземного хранилища газа.

Список использованных источников

1. Балаба В.И. Методология обеспечения результативности и эффективности строительства скважин // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. -- 2010. -- № 3.

2. Нифантов В.И., Лихушин А.М., Онищенко В.Т. Экономическая оценка технологии бурения и крепления вертикальных и горизонтальных скважин ПХГ // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. ВНИИ газ и СевКавНИПИгаз. -- М.: 1999.

3. Рыжков А.А., Мясищев В.Е. Комплексное страхование рисков геологоразведочных работ // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. -- 2009. -- № 4.

4. Лебедев М.С., Зиновьева Л. М., Верисокин А.Е. Подземное хранение газа: учебное пособие (курс лекций). - Ставрополь: СКФУ, 2018. - 266 с.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.