Розробка та удосконалення гідрогазодинамічних методів підвищення надійності експлуатації підземних сховищ газу

Размещено на http://www.allbest.ru/

Івано-Франківський державний технічний університет нафти і газу

УДК 622.691.24

Розробка та удосконалення гідрогазодинамічних методів підвищення надійності експлуатації підземних сховищ газу

Спеціальність 05.15.13 - Нафтогазопроводи, бази та сховища

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Сухін Євген Ілліч

Івано-Франківськ 1999

Дисертацією є рукопис.

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

Захист відбудеться “_17_”_лютого____2000 р. о __10__ годині на засіданні спеціалізованої 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 “__04_”___січня_______2000 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради, доктор технічних наук, професор Л.С.Шлапак

геологічний газ водоносний

1. 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 62-72 млрд. м3 за рік.

Географічне положення України в Європі за наявності розвинутої газотранспортної мережі (на вході - 215 млрд. м3, 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 Осиповицького та Інчукалнського ПСГ.

Положення дисертації, які висвітлюють розподіл температури у свердловині ПСГ, напруг в цементному кільці, є складовою частиною держбюджетної теми “Підвищення експлуатаційної та екологічної надійності свердловин підземних сховищ газу”, виконаної в Івано-Франківському державному технічному університеті нафти і газу.

Мета і задачі дослідження. Розвиток гідрогазодинамічних методів покращання технологічних показників експлуатації підземних сховищ газу, сформованих у багатопластовій, неоднорідній водоносній системі, на основі досліджень та узагальнення промислових даних і впровадження їх в практику.

Основні задачі дослідження:

Вивчення особливостей геологічної будови об'єкта зберігання газу та формування сховища у водоносному комплексі.

Прогнозування основних технологічних показників роботи ПСГ на основі математичного моделювання.

Дослідження формування шляхів витоків та втрат газу при зберіганні в неоднорідній водоносній багатопластовій системі з гідрогазодинамічними зв'язками.

Розробка ефективної технології експлуатації підземних сховищ газу сформованих в неоднорідній водоносній системі, з гідрогазодинамічними зв'язками.

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

Впровадження результатів наукових досліджень у практику підземного зберігання газу.

Наукова новизна одержаних результатів:

З'ясовані закономірності формування підземних сховищ газу у багатопластовій водоносній системі, ускладнених літофаціальною неоднорідністю та гідрогазодинамічними зв'язками.

Розроблено математичну модель підземного сховища газу з врахуванням міжпластових перетоків для розрахунку технологічних параметрів експлуатації підземного сховища газу, сформованого у багатопластовій системі.

Запропоновано селективно-диференційований між пластами і свердловинами спосіб нагнітання газу у сховище з метою зменшення втрат газу та збільшення газонасиченого об'єму сховища.

Розв'язана задача течії в'язкої рідини у вертикальній збіжній кільцевій щілині заколонного простору свердловини, що дає можливість обгрунтовано встановлювати реологічні параметри герметизуючої суміші та узгоджувати їх з методом нагнітання в щілину при відновленні герметичності кріплення свердловин підземних сховищ газу.

Практичне значення 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-колекторами, 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 глибини спуску проміжної колони до покрівлі екрануючого пласта (400 - 450 м) та впровадження в практику, що зумовило підвищення якості кріплення свердловин, їх високу початкову герметичність, зменшення ймовірності неконтрольованої міграції газу;

розробленні та впровадженні закріплюючої композиції на основі омиленого 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 досягнення початкового гідростатичного тиску у сховищі.

Особистий внесок здобувача. 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 рр.

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

2. 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 його 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.Катца, 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 газовидобувні 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. м3, 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 0,2-0,5 МПа за рік для газового родовища накладають додаткові вимоги до стану кріплення свердловин і привибійної зони. На прикладі Осиповицького та Богородчанського сховищ газу наведена тенденція зростання 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 ?-випромінювання у Свіслоцькому 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 привибійній 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 свити протерозою, які залягають на глибині 400…500 м. В межах цих відкладів виявлено два піщано-алевролітові пласти розмежованих глинистою перегородкою. Верхній пласт 3 більш пологозалягаючий з амплітудою 28 м, а нижній пласт 2 - більш крутозалягаючий з амплітудою 55 м і товщиною до 30 м. Пласт 3 поділяють додатково на нижній 3-I та верхній 3-II, які різняться товщиною і відкритою пористістю. У тектонічному відношенні структура представлена брахіантикліналлю західно-східного простягнення як наведено на рисунку 1. На 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 2а, тектонічне порушення та шляхи, сформовані в елементах кріплення свердловини існує гідрогазодинамічне 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.

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 газонасичення 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.

; (1)

; (2)

; (3)

; (4)

де індекси “н” і “в” означають відповідно нижній і верхній пласт, індекси 0 і 1 відповідно центральна і зовнішня зони, p - абсолютний тиск у відповідній зоні, - газонасичений об'єм у відповідній зоні, z - коефіцієнт стисливості газу, qн і qв - дебіти нагнітання або видобування газу для нижнього і верхнього пластів, qнв і qвв - дебіти витоків газу у вищерозташовані горизонти, qн0 і qв0 - дебіти внутрішньопластового 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)

; (6)

; (7)

; (8)

; (9)

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

; (10)

; (11)

де pнс і pвс - середньозважений тиск у нижньому і верхньому пластах, pк _ контурний тиск у водоносному пласті.

Об'ємні зміни газу центральної зони визначається з рівнянь:

; (12)

. (13)

Коефіцієнти пропорційності ?, ?в, ?н, ?в, ?н, св, сн, ?в, ?н у наведених вище рівняннях є інтегральними величинами, які характеризують фільтраційно ємнісні параметри пласта і властивості газу. Використовуючи додатково рівняння для визначення коефіцієнта стисливості z 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 Осиповицького сховища. Мірою відповідності параметрів роботи ПСГ, розрахованих за допомогою моделі і фактичних величин, отриманих на основі замірів, вибрана цільова функція f:

, (14)

де n - кількість фактичних вимірів тиску за вибраний період часу;

- вирахувані величини тисків;

- фактичні величини тисків.

У комп'ютерній реалізації розв'язку оберненої задачі для пошуку мінімуму функції f 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 ПСГ.

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 витрати газу досягають 1500 м3/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 при зменшених витратах газу до 0,0105 кг/с температурний перепад на глибині 150_200 м становить (25-30)К. Тому пропонується за експлуатаційною колоною в інтервалі, де радіальні температурні перепади перевищують допустимі, використовувати нетужавіючі спеціальні матеріали, які реагують на температурні зміни без руйнування, зберігаючи герметичність кріплення.

Використовуючи відомі залежності А.Булатова нами вирахувані зведені напруги в тампонажному кільці на його внутрішній і зовнішній поверхнях, а також на початок прогріву (F0?0) та під кінець (F0??). Крім того, величини напруг враховувались для трьох характерних перетинів: міжколонний простір, між колоною і стінкою свердловини і між колоною і стінкою свердловини з фільтраційною кіркою на ній. Результати розрахунків підтвердили, що у початковий період прогрівання виникають значні тангенціальні розтягуючі напруги і дещо менші розтягуючі осьові. З плином часу їх величина зменшується, а на зовнішній поверхні тампонажного кільця виникають стискаючі напруги. Радіальні стискаючі напруги при більш тривалому прогріванні зростають (92600>52500). Радіальні стискаючі напруги є найбільшими для випадку, коли тампонажний камінь знаходиться у міжколонному просторі і найменші для випадку розміщення тампонажного каменю між колоною і гірською породою з фільтраційною кіркою. Отже, при компресорному нагнітанні газу тампонажний камінь знаходиться в умовах змішаного напруженого стану як на внутрішній, так і на зовнішній поверхнях, а допустимі температурні перепади, виходячи з міцності тампонажного каменю, не повинні перевищувати (23-28)К, що досягається через 180 і більше діб тужавіння. З метою збільшення герметичності заколонного простору свердловин і забезпечення високих стискаючих напруг рекомендується збільшити глибину спуску проміжної колони до 450_500 м, що і реалізовано в 22 свердловинах Осиповицького ПСГ. Однак, як засвідчує досвід експлуатації свердловин підземних сховищ газу, проблема герметичності переходить низку стадій: формування переростає у збереження, а 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

. (15)

Після інтегрування, перетворень і спрощень отримаємо:

. (16)

де h1, h2 - розкриття конічної щілини (h1> h2);

q - питома витрата, м3/(с?м);

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)?10-4 м3/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 (ОТП), 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 полімеризується 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 гідрогазодинамічних 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, рекомендації 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.

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 30% від об'єму пор; 6 - не оброблена модель пласта.

Размещено на Allbest.ru