Российское акционерное общество "Газпром"

Всероссийский научно-исследовательский институт
природных газов и газовых технологий "ВНИИГАЗ"

Методические указания
по определению технологически необходимых
безвозвратных потерь газа при создании и эксплуатации
газохранилищ в пористых пластах

Москва 1996

Российское акционерное общество " Газпром"

Всероссийский научно-исследовательский
институт природных газов и газовых технологий "ВНИИГАЗ"

Методические указания по определению технологически необходимых безвозвратных потерь газа при создании и эксплуатации газохранилищ в пористых пластах

Москва 1996

В работе изложены методические положения и рекомендации по определению и описанию отдельных видов технологически необходимых затрат безвозвратных потерь газа при создании и эксплуатации газохранилищ в пористых пластах.

Методические указания подготовлены на основе обобщения фактического материала по действующим объектам взамен рекомендаций 1976 года в связи с появлением ряда современных технологических разработок и приемов, направленных на сокращение потерь газа, а также с целью более точного ведения баланса газа на газохранилищах.

В работе принимали участие: С.Н. Бузинов, Г.И. Солдаткин, Н.И. Лазарев, С.Г. Солдаткин, О.Н. Грачева, А.В. Григорьев.

В рассмотрении работы принимали участие: А.Е. Арутюнов, Г.П. Гук, Г.И. Либерман, В.И. Дуболазов, Ю.Б. Хаецкий.

Содержание

1. ВВЕДЕНИЕ

Основные технологические процессы создания и циклической эксплуатации подземных газохранилищ в водоносных пластах и истощенных месторождениях связаны с опытно-промышленной закачкой, отбором и длительным хранением газа под давлением в пористой среде, естественно или искусственно герметизированной в структурной ловушке. Согласно действующим "Правилам создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах", разведка перспективных объектов, ранее не содержавших углеводородов, доразведка емкостных и фильтрационных свойств выработанных залежей истощенных месторождений сопровождаются промысловыми исследованиями скважин, геофизическими замерами и другими операциями, связанными с частичным выпуском газа. Закачка или отбор газа, пуск и остановка компрессорных агрегатов, сепарация, очистка и осушка газа сопровождаются периодическими продувками.

Указанные операции, вызванные технологической необходимостью, в обязательном порядке должны регламентироваться, а затраты и потери газа исключаться из баланса газохранилища в соответствии с рекомендациями, изложенными в настоящей работе.

Наряду с технологическими затратами, подсчет которых может выполняться по регламентируемым операциям, практически на всех действующих газохранилищах имеют место пластовые процессы, связанные с растворением, диффузией, сорбированием углеводородов. Они не выходят за рамки установленных соотношений между активным и буферным объемами газа. Вместе с тем защемление части активного объема заметным образом снижает потенциальные возможности отбора газа и приводит к увеличению общих пластовых потерь.

Действующие нормативы списания с баланса газохранилища некоторых объемов газа на технологические нужды к настоящему времени устарели, так как не учитывают современные мероприятия, направленные на сокращение отдельных видов технологических затрат и потерь газа. В частности, указанные нормативы совсем не учитывают составной части потерь, возникающих непосредственно в процессе длительного хранения газа. Поэтому настоящая работа, являясь логическим продолжением действующих нормативов, имеет целью уточнить размеры фактических технологических затрат и потерь газа по разным типам газохранилищ и соответствующим им горногеологическим, техническим и технологическим условиям.

Данная работа также направлена на более точный учет технологических затрат и геологических потерь газа в связи с ростом стоимости энергоносителей, что в настоящее время имеет большое значение, а также для более полного учета индивидуальности каждого хранилища. Если технологические затраты по их структуре носят практически одинаковый характер и могут отличаться на хранилищах только объемами, то геологические потери являются более сложными и требуют дополнительных исследований по их оценке.

Таким образом, эта работа имеет своей целью:

- разработку порядка расчета и списания технологических затрат и геологических потерь газа с баланса ПХГ;

- учет затрат и потерь газа индивидуально на каждом хранилище.

Методические указания не охватывают разовых потерь газа, возникающих на скважинах, промысловых коммуникациях и основных узлах газохранилища по причине их аварийного состояния и выбросов. Эти виды потерь должны актироваться отдельно и списываться с баланса транспортируемого газа в установленном порядке.

2. ТИПЫ ГАЗОХРАНИЛИЩ В ПОРИСТЫХ ПЛАСТАХ И ОСОБЕННОСТИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

По геологическим условиям создания и эксплуатации подземные хранилища газа в пористых пластах являются одним из сложных технических сооружений. Наличие тектонических нарушений, частично или полностью изолированных блоков, перемычки т.п. осложняет технологические приемы, используемые в целях интенсификации процессов закачки и отбора газа, предотвращения обводнения залежей и ликвидации межпластовых перетоков.

Классификация хранилищ на объекты простого и сложного геологического строения, равно как и газовых месторождений, позволяет дифференцированно рассматривать безвозвратные объемы газа по категориям технологических затрат и пластовых потерь, исключая технические причины. Важным фактором, влияющим на точность определения безвозвратных объемов, особенно по водоносным пластам, является достоверность исходной информации. По всем хранилищам, не исключая и те, которые создаются на базе истощенных месторождений, необходимы тщательный анализ данных эксплуатации и дополнительные исследовательские и опытные работы, которые необходимо планировать и проводить по статье эксплуатационных затрат.

По технологическому признаку все проектируемые и действующие хранилища подразделяются на газонапорные и водонапорные. Первая группа хранилищ, как правило, сначала их создания характеризуется газонапорным режимом. Проявление водонапорного режима по ним наблюдается лишь к концу отбора газа. Вторая группа представлена водоносными пластами, ранее не содержавшими углеводородов, и обводненными залежами. По этой группе наблюдается защемление части отбираемого газа, особенно при высоких темпах отбора. При последующей закачке газа некоторая доля защемленного газа может составить пластовые потери.

Условия формирования искусственной газовой залежи в пористых пластах предопределяются коллекторскими и фильтрационными свойствами, распределением пористости и проницаемости по площади, степенью неоднородности и анизатропностыо. Поэтому указанные группы хранилищ различают и по коллекторским свойствам.

На величину затрат и потерь газа влияют также размеры хранилища, следовательно, число скважин, протяженность шлейфов и т.д. Таким образом, при определении безвозвратных объемов газа, затраченных и потерянных при технологических операциях, необходимо учитывать специфику хранилищ, оценить их взаимовлияние при наличии между ними гидродинамической связи, определиться с доминирующими факторами, произведя их ранжировку по имеющейся документации (журналы, акты, отчеты). На основе этого, в соответствии с настоящими методическими указаниями, по приводимым зависимостям, таблицам и примерам определить безвозвратные объемы по статьям технологических затрат и потерь за соответствующий период времени.

3. ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ОЦЕНКЕ ЗАТРАТ И ПОТЕРЬ ГАЗА

Подземные газохранилища по отечественным и мировым стандартам относятся к категории наиболее эффективных и безопасных в экологическом отношении средств регулирования неравномерности и обеспечения надежного газоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей. Однако в процессе создания и последую­щей циклической эксплуатации газохранилищ в пористых пластах, как и в любом энергоемком производстве, имеют место затраты газа на технологические операции и безвозвратные его потери. Они несоизмеримо меньше, чем в добыче и транспорте, частично компенсируются и сокращаются в результате внедрения прогрессивной техники и технологии.

Современный уровень технологических процессов пока не позволяет исключить полностью отдельные виды затрат и потерь газа. Они систематически должны оцениваться и исключаться из баланса газохранилища.

При оценке конкретных затрат и безвозвратных потерь газа используются следующие понятия и общепринятая к настоящему времени терминология.

Активный объем - суммарное количество газа, ежесезонно отбираемого из хранилища в соответствии с установленным технологическим режимом.

Буферный объем - суммарный объем газа, оставляемого в пласте-коллекторе для поддержания энергетического потенциала газохранилища, образования "сухого" поля и предотвращения обводнения эксплуатационных скважин.

Технические затраты газа - потери, связанные с эксплуатацией наземного оборудования. Они возникают при различных операциях на промысле, а также при отдельных авариях и при техническом несовершенстве оборудования.

В период закачки затраты газа на технологические операции обусловлены следующими работами:

- стравливанием газа из ГПА и их коммуникаций для разгрузки при профилактических осмотрах;

- стравливанием газа из пылеуловителей, сепараторов, угольных адсорберов, керамических фильтров и соединительных газопроводов и продувкой их газом с целью очистки от осажденных твердых частиц и жидкости, а также для монтажа заглушек перед оборудованием, которое не будет использовано в период отбора газа из ПХГ;

- стравливанием газа после периода закачки из шлейфов с целью демонтажа заглушек перед сепараторами на ГРП, которые не использовались при закачке газа в хранилище;

- стравливанием газа из газопровода-отвода и соединительного газопровода с целью ревизии смонтированных на них запорной арматуры и диафрагм.

Затраты газа на технологические операции при отборе газа из хранилища вызываются:

- стравливанием газа из пылеуловителей, контакторных колонн системы осушки газа и сепараторов;

- стравливанием газа из шлейфов, соединительных газопроводов и газопровода-отвода;

- продувкой газом пылеуловителей;

- продувкой газом сепараторов;

- при исследовании скважин с выпуском газа в атмосферу;

- при продувке скважин, вышедших из ремонта.

В процессе закачки и отбора, длительного хранения имеют место потери некоторых объемов газа. Одной из основных составляющих являются пластовые потери газа.

В физико-химическом отношении газ, мигрирующий из основной искусственной залежи, представлен:

а) газом, находящимся в свободном состоянии (вторичные техногенные газовые залежи);

б) газом, растворенным в пластовых водах;

в) газом, сорбированным горными породами.

К пластовым потерям относят:

- газ, находящийся за пределами ловушки и изолированный от основной залежи ПХГ;

- газ, мигрирующий в вышележащие водоносные горизонты и не участвующий в технологии отбора газа и не оказывающий влияния на процесс эксплуатации хранилища.

Газ, находящийся в плотных коллекторах, имеющий слабую гидродинамическую связь с основной газовой залежью, а также газ, который содержится в растворенном виде в пластовых водах в зоне двухфазной фильтрации в пределах контура газоносности, относится к буферному объему. Последний можно подразделить на две составляющие:

а) газ, который может быть отобран из подземного хранилища в случае экстренной необходимости дополнительной его подачи потребителю или в случае ликвидации ПХГ;

б) газ, который экономически нецелесообразно извлекать из пласта существующими в настоящее время способами.

В текущем балансе предприятия учитывается весь объем буферного газа без деления его на составляющие. В процессе циклической эксплуатации объем буферного газа (при неизменном активном объеме) может изменяться за счет поступления газа в плотные газонасыщенные и водонасыщенные части разреза пласта-коллектора, а также в результате других естественных процессов в пласте.

Основными факторами, определяющими в общем случае все виды потерь газа, в т.ч. и пластовых, являются:

- горно-геологические условия создания и эксплуатации;

- техническое состояние скважин и технологического оборудования;

- качество и своевременность проведения ремонтных работ и профилактических мероприятий;

- оперативность контроля и наблюдений в процессе создания и эксплуатации газохранилищ.

Причины образования пластовых потерь газа подразделяются на геологические и технические, проявляющиеся самостоятельно или совместно.

Пластовые потери газа по геологическим - причинам присущи хранилищам с водонапорным режимом, сооружаемым в сложных горно-геологических условиях.

Из геологических причин, вызывающих пластовые потери газа, отмечаются следующие:

а) наличие тектонических нарушений;

б) литологические "окна" в основной покрышке, непосредственно перекрывающей пласт-коллектор.

Миграция газа из искусственной залежи в отмеченных условиях может привести к образованию вторичной (техногенной) залежи, из которой невозможен промышленный отбор газа. В случае, если из техногенной залежи при существующей технике и технологии экономически нецелесообразно отбирать газ и принимать меры к недопущению его дальнейшего накопления, весь объем этой залежи следует отнести к пластовым потерям и исключить из баланса хранилища. В случае больших количеств газа и возможности промышленного отбора (разгрузки) объем газа в техногенной залежи нельзя относить к категории потерь, т.к. часть его будет отбираться, а другая составит буферный объем. Ежегодный учет количества газа в процессе разгрузки техногенной залежи необходимо осуществлять в форме отдельного баланса.

Потери газа по техническим причинам имеют место практически на всех действующих ПХГ, сооружаемых как в водоносных пластах, так и в истощенных месторождениях. Частным случаем таких потерь являются перетоки газа в вышележащие горизонты и на поверхность, наблюдаемые по отдельным скважинам. Потери газа по техническим причинам, как показывает практика, сравнительно невелики по объему, носят локальный характер, контролируются непосредственно переточными скважинами. Так, например, по Калужскому ПХГ, где потери газа, фиксируемые по отдельным негерметичным скважинам в водоносных горизонтах выше техногенной воробьевской залежи, за 30 лет эксплуатации составили 10 млн. м³ или 0,1 % от объема активного газа за один цикл.

При эксплуатации ПХГ происходят процессы Диффузии и растворения углеводородных компонентов, протекающих в периферийной приконтактовой зоне и по всему объему искусственной газовой залежи. В данном случае часть буферного газа представлена газом, растворенным в пластовой воде и сорбированным горными породами.

Диффузия, растворимость или различного рода гидрогеохимические превращения углеводородов, происходящие на естественных месторождениях за геологическое время, не столь характерны для искусственных залежей подземных газохранилищ. В силу кратковременности протекания процессов диффузии и растворения в хранилищах по сравнению с масштабами времени формирования месторождений, за счет этих процессов, как показывают расчеты по различным методикам, являются сравнительно небольшими и составляют 1,0-1,5 % от объема активного газа. Количество газа, сорбированного горными породами при создании и эксплуатации ПХГ, значительно меньше количества газа, растворенного в пластовой воде.

Газ, растворенный в пластовой воде в пределах контура газоносности, при снижении пластового давления ниже давления насыщения выделяется из воды в свободную фазу, тем самым повышая давление в залежи и препятствуя возможному обводнению газовых скважин. Следовательно, растворенный газ в пластовой воде в пределах контура газоносности выполняет функцию буферного объема.

По итогам анализа, проводимого научно-исследовательской организацией, осуществляющей авторский надзор, должны быть выданы рекомендации по уменьшению пластовых потерь газа, по уточнению причин и характера перетоков и сокращению затрат газа на технологические операции.

4. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАТРАТ ГАЗА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ

Для оценки затрат газа на технологические операции в основном ис­пользуются результаты:

- определения объема газа в различных коммуникациях (для случая различных видов стравливания газа) - объемный метод?

- определения дебита газа при его истечении (для случаев различных видов продувок оборудования, исследованиях);

- замера расхода газа счетчиком (при определении межколонного давления).

Для оценки величины затрат газа на технологические операции необходимо использовать обобщенные данные, полученные на ПХГ специальными исследованиями, проведенными при создании и эксплуатации хранилищ.

1. Оценка величины затрат газа при остановке и разгрузке компрессоров производится по формуле:

(1)

где Q_k - затраты газа при стравливании его из цилиндров и коммуникаций ГПА в период остановки компрессоров, н.м³;

Р_в, Р_вх - средняя величина давления на приеме и выкиде КС, кгс/см²;

Z_в, Z_вх, - средняя величина коэффициента сверхсжимаемости газа на приеме и выкиде КС, соответствующая Р_вх и P_в, T_вх u Т_в

Т_вх, Т_в - средняя величина абсолютной температуры газа на приеме и выкиде КС, К:

V_вх, V_в - общий геометрический объем цилиндров с коллекторами на приеме и выкиде КС, м³;

n - количество остановок компрессоров;

Т_ст,Р_ст - стандартная величина температуры и давления, соответственно в К и кгс/см².

Величина Q_k определяется как сумма средних значений затрат газа при остановке компрессоров в каждом месяце работы КС.

2. Оценка величины затрат газа при стравливании пылеуловителей, сепараторов и другого оборудования системы очистки и осушки газа, а также шлейфов и соединительных газопроводов производится один раз после окончания каждого периода работы хранилища по формуле:

,

(2)

где Q_cmp - расход газа при стравливании его из перечисленного оборудования и сооружений, н.м³;

V_с - геометрический объем соответствующего оборудования или сооружения, м³;

Р, Т - средняя величина давления и абсолютной температуры газа в соответствующем оборудовании или сооружении, кгс/см², К.

z = z(P_,T) - коэффициент сверхсжимаемости.

3. При продувке скважин и шлейфов оценку величины затрат газа можно ориентировочно произвести по способу бокового статического давления:

(3)

где Q_np - расход газа при продувке скважин или шлейфов, нм³;

D - диаметр " свечи ", через которую происходит продувка скважины или шлейфа, м;

Р - средняя величина давления газа перед пропускным отверстием "свечи " за период продувки, кгс/см²;

р - относительный удельный вес газа;

Т - абсолютная температура газа, К;

t - время продувки, сутки;

n - число продувок.

Потери газа при исследованиях в атмосферу определяются по методике, изложенной в "Инструкции по исследованию скважин".

Потери газа через межколонные пространства определяются путем замера газового счетчика с частотой раз в месяц.

Виды потерь газа, связанные с негерметичностью сальников задвижек и других уплотнений, не списываются с баланса.

На указанные виды потерь должен вестись журнал учета и на основании расчета проводится списание газа с баланса ПХГ.

Пример определения затрат газа на технологические операции при циклической эксплуатации Калужского ПХГ.

На Калужское ПХГ газ подается через Белоусовскую КС по газопроводу-отводу D 500 мм длиной 78,2 км, на котором в 500 м от хранилища смонтирован отключающий кран. Этот участок газопровода обслуживается КС ПХГ.

Для подачи газа на пылеуловители и далее на прием КС ПХГ проложен соединительный газопровод D 426 мм геометрическим объемом 50 м³.

Компримирование газа на КС осуществляется ГПА типа 10ГК и 10ГКН. Геометрический объем компрессорных цилиндров с участками обвязывающих труб равен 1,0 м³ на приеме и 1,2 м³ на выкиде.

Газ из компрессорного цеха подается на ГРП по соединительному газопроводу высокого давления с геометрическим объемом 32 м³.

На территории компрессорного цеха смонтировано следующее технологическое оборудование:

а) для очистки газа от пыли и жидкости - пылеуловители D 1000 мм с общим геометрическим объемом - 110 м³;

б) для очистки газа от масла и взвешенных частиц - сепараторы с общим геометрическим объемом 0,66 м³.

На территории ГРП1 (1-й очаг закачки газа) смонтированы сепараторы с общим геометрическим объемом 30,8 м³; от ГРП1 на ГРП2 (2-й очаг закачки газа проложен соединительный газопровод с геометрическим объемом 359 м³).

ГРП1 обслуживается 26 и ГРП2 - 10 эксплутационных скважин основного фонда.

Таблица 1 Геометрические размеры шлейфов эксплуатационных скважин КСПХГ

№№ п.п.	№№ СКВ.	Длина шлейфа, м	Диаметр шлейфа, м	Площадь поперечного сечения шлейфа, м2	Геометрический объем шлейфа, м3
1	37	970	159×10	0.0151	14.640
2	38	760	159×10	0.0151	11.470
3	39	600	159×10	0.0151	9.060
4	40	1170	159×10	0.0151	17.660
5	63	1150	159×10	0.0151	17.360
6	64	1350	159×10	0.0151	19.630
7	68	700	159×10	0.0151	10.570
8	69	1150	159×10	0.0151	17.360
9	77	900	159×10	0.0151	13.590
10	78	280	168×9	0.0176	4.092
11	23	600	159×10	0.0151	9.060
12	108	1440	168×9	0.0176	25.300
13	30	1080	168×9	0.0176	19.000
14	60,71 107	1345	168×8	0.0181	24.340

В период закачки газа на Калужском ПХГ затраты газа на технологические операции обусловлены следующими работами:

- стравливанием газа из ГПА и их коммуникаций для разгрузки при профилактических осмотрах;

- стравливанием газа из пылеуловителей, соединительных газопроводов и продувкой их газом с целью очистки от осажденных твердых частиц и жидкости, а также для монтажа заглушек перед оборудованием, которое не будет использовано в период отбора газа из ПХГ;

- стравливанием газа после периода закачки из шлейфов с целью демонтажа заглушек перед сепараторами на ГРП, которые не использовались при закачке газа в хранилище;

- стравливанием газа из газопровода-отвода и соединительного газопровода от ГРП1 до ГРП2 с целью ревизии смонтированных на них запорной арматуры и диафрагм;

а) Величина потерь газа при остановке и загрузке ГПА

Для оценки указанных затрат газа используются фактические данные работы компрессорного цеха, а именно: среднемесячное суммарное количество остановок ГПА-40; средняя величина давления на приеме и выкиде КС и средняя величина температуры газа на приеме КС - Т_вх = 293 К и выкиде - Т_в = 313 К.

б) Потери газа при стравливании пылеуловителей

Величина потерь газа на технологические операции при отборе газа из хранилища:

а) стравливанием газа из пылеуловителей и сепараторов;

б) стравливанием газа из шлейфов, соединительных газопроводов и газопровода-отвода;

в) продувкой газом пылеуловителей;

г) продувкой газом сепараторов;

д) при продувке скважин, вышедших из ремонта и газопровода-отвода после периода отбора.

1. Расчет годовых потерь газа при остановках компрессоров.

Исходные данные:

Таблица 2

	Май	Июнь	Июль	Август	Сентябрь
Потери КС (атм) - на входе	46.1	50.1	50.2	50.2	49.7
- на выходе	88.3	103.6	107.1	1.0.0	107.0
Объем обвязки и цилиндров КС (м3) - на входе	1	1	1	1	1
- на выходе	1.2	1.2	1.2	1.2	1.2
Число остановок (шт)	28	30	27	16	8

Потери за месяц составляют (по формуле 1):

Q_кс=28·(293:1,033) [(53,2:293) 1+(108:313) 1,2] == 4733,4 м³

Аналогичные расчеты проводятся для остальных месяцев.

Величина потерь газа при остановке ГПА

Месяц	Величина потерь газа, м3
Май	4733,8
Июнь	5862,0
Июль	5420,6
Август	3212,6
Сентябрь	1598,5
Итого	20827,5

Этот вид потерь связан с остановкой КС по техническим причинам и ремонтом агрегатов, а также изменением объемов закачки газа.

Расчет потерь при стравливании пылеуловителей, сепараторов, газопровода на КС, газопровода-отвода, соединительных газопроводов, шлейфов эксплуатационных скважин.

Все эти виды потерь связаны с переходом на разные режимы эксплуатации ПХГ (закачка-отбор газа), причем стравливание шлейфов эксплуатационных скважин также возможно при ремонте.

Результаты расчета по формуле (2) представлены в таблице 3

Таблица 3

	Объем, м3	Величина потерь, м3
Пылеуловители	110	13325.8
Сепараторы	30.8	1762.3
Шлейфы	220	36251.6
Соединительный водопровод - низкого давления	50	4987.8
- высокого давления	32	3865.3
ГРП 1-ГРП2	359	35812.4
Газопровод-отвод	97	9676.3
Итого		103919.2

Потери при стравливании шлейфов при ремонте скважин:

- средний объем шлейфа V_r = 2 м³;

среднее пластовое давление Р = 108 атм;

число ремонтов в год n = 30 шт.

Q_noт = Vr·(P·T_cT/Z·P_cт·T)·n = 7863,1.

Итого общие потери от стравливания газа составят 111782,3 м³.

2. Продувки пылеуловителей и сепараторов

Потери газа при этих операциях оцениваются по формуле (3):

- продувки пылеуловителей проводятся в период закачки раз в неделю, что соответственно составит 16 раз в сезон, число пылеуловителей 5, время 2 минуты, в период отбора раз в сутки, т.е. 90 раз, время 2 мин.

Объем газа при продувках пылеуловителей в период закачки:

в период отбора:

Потери газа при продувках сепараторов происходит только в период отбора:

- число сепараторов - 13 шт,

- продувки 3 раза в сутки, т.е. 270 раз,

- время продувок - 15 с,

- среднее давление - 85 атм.

Потери при продувках скважин после ремонта оцениваются как при исследованиях скважин на различных режимах. На каждое освоение скважины после ремонта расходуется около 10 т м³, число ремонтов в год - 30 шт. Итого на освоение скважин тратится около 300000 м³.

Таблица 4 Потери газа на технологические операции за цикл эксплуатации Калужского ПХГ

Виды потерь газа	Величина потерь газа, н.м3
1. Потери газа при остановке и разгрузке ГПА	20827,8
2. Потери газа при стравливании:
- пылеуловителей	13325,8
- сепараторов	1762,3
- шлейфов экспл. скважин в нейтральный период	36251,6
- соединительных газопроводов низкого давления	4987,8
- соединительного газопровода между ГРП1 иГРП2	3865,3
- газопровода-отвода	9676,3
- шлейфов при ремонте скважин	7863,1
3. Потери газа при продувке:
- пылеуловителей	552315,8
- сепараторов	222080,0
4. Освоение скважин	300000,0
Итого	1172955,8

5. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ПОТЕРЬ ГАЗА

5.1. Оценка запасов газа в хранилище

5.1.1. Объемный метод

Объемный метод базируется на данных о геологических границах распространения залежи, характере порового пространства и соответствующем пластовом давлении.

Формула для подсчета запасов газа объемным методом имеет следующий вид:

(4)

где V - запас газа на дату расчета в м^З;

F- площадь в пределах продуктивного контура газоносности в м²;

h - мощность пористой части газоносного пласта в м;

т - коэффициент пористости;

р - среднее абсолютное давление в залежи на дату расчета в кгс/см²;

f- поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре:

(5)

t_ст = 20 градусов С;

t_пл - пластовая температура;

Т - абсолютная температура, равная -273).

а - коэф. газонасыщенности.

Сведения о площади и мощности продуктивного пласта берутся по геологическим данным, структурным картам и картам равных мощностей.

При построении структурной карты и карты равных мощностей используются все данные, полученные в процессе бурения и заканчивания скважин: разные виды электрического и радиоактивного каротажа, исследования кернов, опробование испытателем пласта, исследования шлама, анализ скоростей бурения и др.

Если продуктивный пласт представлен чередованием глин и песков, при подсчетах запасов газа пользуются величиной эффективной мощности. Пористость и содержание связанной воды определяются обычными методами, а также методами промысловой геофизики. Если вскрываются малоизвестные продуктивные платы, то керновый материал следует анализировать особенно тщательно. Пластовое давление в газовых скважинах определяется на основании данных о давлениях на устьях скважин (при временном их закрытии) с учетом веса столба газа по формуле:

Отклонение углеводородных газов от законов идеальных газов может быть определено из данных об отклонении отдельных компонентов газовой смеси. Для этого следует сделать анализ газовой смеси. Исследования показывают, что отклонение тем больше, чем выше молекулярный вес газа; при повышении температуры отклонение уменьшается.

Согласно приведенным данным, отклонение абсолютного давления смеси газа на 1 кгс/см² может быть подсчитано путем умножения величины отклонения каждой составной части газа на соответствующее содержание ее в смеси и суммирования этих произведений. Следует иметь в виду, что при наличии в смеси тяжелых углеводородов в зависимости от давления получаются весьма различные и крайне приближенные данные по отношению к действительной величине отклонения смеси. Отклонение азота от законов Бойля-Мариотта настолько мало, что его обычно не принимают во внимание.

Коэффициент газонасыщенности определяется по результатам геофизических исследований, проводимых на хранилище в соответствии с планом промысловых работ.

5.1.2. Метод падения давления

Подсчет запасов газа по методу падения давления применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации.

Формула подсчета запасов по методу падения давления основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа на 1 кг/см² падения давления во все периоды разработки газовой залежи. Таким образом, если на первую (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Q₁ объемов газа и давление в залежи составляло p₁, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q₂ объемов газа и давление залежи оказалось равным p₂ , то за период разработки от первой до второй даты на 1 кгс/см² падения давления добыча газа составила в м³:

(6)

Полагая, что и в дальнейшем при падении давления до некоторой конечной величины р_к будет добываться то же количество (в м³) газа на 1 кгс/см² снижения давления, получим следующую формулу для подсчета запасов газа по методу падения давления с учетом поправок на отклонение от закона идеальных газов α_1, α₂ (соответственно для давлений p₁ и р₂):

(7)

где V - промышленный запас газа в м³.

Метод подсчета по падению давления не требует знания площади, мощности и пористости газоносного пласта, однако неучет мощности и вообще объемной характеристики пласта (при вычислении средневзвешенного пластового давления) приводит иногда к большим погрешностям, особенно если давление в скважинах значительно различается. Совершенно очевидно, что рассмотренный метод пригоден лишь для единой залежи газа, не разбитой на отдельные самостоятельные участки.

Для проверки возможности применения метода подсчета по падению давления рассчитывают количество полученного в залежи газа на 1 кгс/см² падения давления (с учетом поправок на отклонение) в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, метод падения давления может быть применен, если же в более поздние периоды разработки количество добытого газа при снижении давления на 1 кгс/см² увеличивается, это указывает на наличие напора вод и вытеснение части газа вследствие этого напора. В последнем случае в формулу следует ввести поправку на количество газа, вытесненного за данный интервал времени напором воды.

Количество газа, вытесненного под напором воды Q' при падении давления от p₁ до р₂, нужно определять путем тщательного наблюдения за давлением и временем, в течение которого давление было постоянным. За это время и следует определять количество газа, вытесненного под напором воды Q'.

При этом формула примет следующий вид (для водонапорного режима остаточное давление можно не учитывать):

(8)

Если количество газа, вытесненного под напором воды, определить не удается, то для подсчета запасов нужно применить объемный метод. Метод расчета по падению давления требует систематического определения давлений на устье скважин (при их закрытии хотя бы на короткий срок) и лабораторных исследований с целью установления отклонений углеводородного газа от закона Бойля-Мариотта.

Подсчет запасов газа методом падения давления допускается по залежам, где нет запасов нефти промышленного значения, если при одновременной эксплуатации газа и нефти, а также по пластам (горизонтам), в которых отсутствует резко выраженный активный напор краевых вод.

5.1.3. Оценка запасов газа по уравнению материального баланса с учетом влияния пластовой воды

Для случая водонапорного режима у.м.б. записывается в виде:

,

(9)

где V_t - текущий объем газа в пласте;

V_H - начальный объем газа в пласте;

Q_о - добытое количество газа;

или

	(10)
	(11)

где P_t - текущее давление в пласте с учетом сверхсжимаемости газа;

Ω_t - текущий поровый объем пласта;

Ω_H - начальный поровый объем пласта;

Q_в - объем вторгшейся в залежь воды, где:

,

(12)

С_в - коэффициент продуктивности пласта по воде;

Р_г.ст - начальное гидростатическое давление;

t - время;

тогда у.м.б. запишется в виде:

(13)

В общем виде у.м.б. имеет вид:

(14)

Где

	(15)
	(16)

Имея промысловые данные по результатам отбора Q_ð и Р_t , вычислив значение х₂, может быть получена система линейных уравнений вида:

Переходя к более удобной матричной форме записи, получим:

где у - вектор наблюдений (у₁ у₂,... у_n);

х - матрица независимых переменных (1, х_1,1, х_2.1,.. х_1п, х_2n);

β - вектор параметров, подлежащих оцениванию (а, b, с).

В матричном виде решение этой системы уравнений запишется в виде:

(17)

Х^Т - транспонированная матрица х;

(х^Тх)^-1 - обратная матрица.

Определив вектор β, соответственно определяются коэффициенты:

а = V_H, b = Ω_H, c = C_в

Таким образом определяются начальные запасы газа V_H на начало отбора газа.

5.2. Оценка величины перетоков газа из объекта хранения

5.2.1. Экспериментальный метод

Негативным явлением при длительной эксплуатации подземных хранилищ газа являются перетоки газа в вышележащие контрольные горизонты. Одним из вопросов, возникающем при эксплуатации негерметичных хранилищ, является определение величины дебита перетока газа.

Существует ряд разнообразных методов расчета межпластовых перетоков газа. При разработке газовых двухпластовых месторождений при наличии газодинамической связи величина перетока газа в работе оценивается по формуле:

(18)

где  - геологофильтрационная характеристика перемычки;

k - проницаемость перемычки;

h - мощность перемычки;

F - площадь перемычки, через которую происходит переток газа;

μ - вязкость газа.;

Р_аm - атмосферное давление;

 - значение функции соответственно во втором и первом пласте.

Величина утечки газа при эксплуатации хранилища также может определяться как:

(19)

где С_Р - коэффициент утечки газа;

Р_G - максимальное давление газа в хранилище;

Р_o - начальное давление в хранилище;

n - показатель степени (в зависимости от конкретных условий).

Применение этих уравнений на практике при наличии утечек газа из подземного хранилища связано с трудностями в определении параметров γ, С_Р, h; в ряде случаев мы не можем физически измерить дебит перетока или давление газа в контрольном месте и проверить в каждом конкретном случае правильность этих выражений.

Рассмострим определение функциональной зависимости дебита перетекающего газа на одном из подземном хранилищ газа, созданном в водоносном пласте. Эксплуатация этого хранилища была осложнена перетоками газа из объекта хранения в контрольные горизонты, в результате чего сложилась аварийная ситуация. Проводимая разгрузка перетекающего газа из контрольных горизонтов обеспечила безопасную работу ПХГ. На протяжении ряда лет проводились замеры перетекающего газа при разгрузке. Схема перетока газа на данном хранилище представляет собой следующее: газ из объекта хранения через негерметичность в покрышке попадает в контрольные горизонты, образует газовый пузырь, который с течением времени расширяется. Затем газ попадает в близлежащие разгрузочные скважины и затем выпускается в атмосферу. В данной ситуации замерить давление газа в контрольном горизонте не представлялось возможным, т.к. перетекающий газ при появлении в контрольной скважине сразу стравливался в атмосферу, поэтому была поставлена задача исследования функциональной зависимости величины перетекающего газа от пластового давления. Для этого были обработаны результаты наблюдений дебита разгружаемого газа от пластового давления в хранилище с 1982 по 1992 год, которые представлены графически (рис 1). Корреляционный анализ экспериментальных данных показал, что взаимосвязь параметров давления расхода перетекающего газа наблюдается в определенные периоды эксплуатации ПХГ, это соответствует изложенной схеме перетоков газа на этом хранилище. Проведенный корреляционный анализ позволил сделать следующие выводы:

1) Объем перетекающего газа из объекта хранения в контрольные горизонты в основном пропорционален величине пластового давления в хранилище (P/Z).

2) Утечки газа при эксплуатации носят непрерывный характер.

3) Нарушение корреляции дебита разгружаемого газа происходит в связи с образованием газового пузыря в контрольном горизонте при нарушении соотношения q_разг = q_nep, т.е. на данном хранилище в определенные моменты эксплуатации количество перетекающего газа превосходит количество отбираемого при разгрузке.

Рис. 1. Зависимость перетока газа от пластового давления в хранилище Зависимость Q = F(P/2)

4) Полученная зависимость q_пеp = f(P_пл) позволяет определить действительный объем утечки газа из ПХГ и оценить величину потерь газа за цикл эксплуатации хранилища.

5) Оценку потерь газа при эксплуатации ПХГ следует проводить по расчетным объемам, т.к. они являются более достоверными, чем полученные по результатам "разгрузки" из контрольных горизонтов.

Для оценки эффективности работы системы "разгрузки" перетекающего газа было проведено сопоставление расчетной величины перетока газа с фактическим отбором газа при разгрузке (рис 2). Как показал анализ, наибольшее совпадение перетока газа с отбором его при "разгрузке" отмечался в основном в январе, феврале, марте, октябре, ноябре, декабре, т.е. в I и IY кварталах. В остальные месяцы работы хранилища величина перетока газа превосходит отбор его при "разгрузке" из контрольных горизонтов. Такой характер совпадения сохраняется на протяжении последующих лет эксплуатации. Неполный отбор перетекающего газа во II и Ш квартале года обусловлен следующими факторами:

- удаленность части разгрузочных скважин от места перетока газа;

- самоглушение скважин при низких дебитах перетоков газа;

- запаздывание начала фонтанирования разгрузочных скважин из-за низкого избыточного давления, создаваемого перетекающим газом.

Показателем эффективности работы системы "разгрузки" перетекающего газа является сопоставление суммарного расчетного перетока газа и суммарного фактического отбора при разгрузке.

Результаты расчетов представлены в таблице 5.

Таблица 5

Показатель/год	Единица измерения	1990	1991	1992	1993
Расчетная величина перетока газа	тыс. м3	6539	6715	6241	6223
Фактический отбор при разгрузке	тыс. м3	3987	5215	5010	5671
Разница	тыс. м3	2552	1500	1231	552

Таблица 6

Объем перетекающего газа из объекта хранения в контрольные горизонты на ПХГ

Дата	Пластовое давление	P/Z	qпер тм/мес расчетное	Факт, отбор при разгрузке
6.89	51.3	58	592	60
7.	59.4	68	693	100
8.	65	75	765	168
9.	67.6	79	806	195
10.	68.6	81	826	610
11.	56.2	63	643	700
12.	45.5	50	510	649
1.90	34.9	38	388	496
2.	24.9	26	265	340
3.	19.1	20	204	318
4.	32	35	357	201
5.	43.7	48	490	150
Сезон			6539	3987
6.	54.4	61	622	135
7.	63.3	70	714	120
8.	67.2	79	806	217
9.	68.1	80	816	496
10.	67.2	79	806	748
11.	56.5	63	643	681
12.	47.7	53	541	665
1.91	35.3	38	388	565
2.	26.6	28	286	370
3.	19	20	204	552
4.	35.1	37	377	363
5.	45.7	50	510	303
Сезон			6715	5215
6.	49.4	55	561	413
7.	60.6	68	694	994
8.	65.7	71	724	277
9.	68.1	80	816	342
10.	66.7	77	785	457
11.	56	63	643	600
12.	43	47	479	345
1.92	29.3	31	316	415
2.	21.2	22	224	400
3.	16.8	17	173	300
4.	28.1	31	316	248
5.	45.3	50	510	219
Сезон			6241	5010
6.	46.8	52	530.4	167
7.	61.2	70	714	199
8.	65.0	75	765	331
9.	67.1	78	795.6	349
10.	65.2	75	766	455
11.	55.4	62	632.4	960
12.	45.2	50	510	813
1.93	34.1	37	377.4	672
2.	24.0	26	265.2	632
3.	17.1	18	183.6	479
4.	22.6	24	244.8	235
5.	39.6	43	438.6	379
Сезон			6223	5671

Анализ результатов таблицы показывает:

- годовой расчетный объем перетока газа с 1990 по 1992 гг. практически постоянен и составляет 6-7 млн. м³;

- фактический отбор газа при разгрузке перетекающего газа увеличивался с 1989 по 1991 гг. с 3987 тыс. м³ до 5215 тыс. м³ соответственно. В 1991 г. отмечено значительное увеличение фактического отбора газа (5215 тыс. м³), что, учитывая точность измерений, существенно приблизилось к расчетной величине перетока газа (6715 тыс. м³).

5.2.2. Метод последовательной смены стационарных состояний

Обозначим абсолютное давление газа в хранилище через р(t)=p, радиус хранилища (радиус равновеликого газового цилиндра ) через R₀(t), объем газа в хранилище, отнесенный к нормальным условиям, через V_н(t). Следуя расчетной схеме МПСС, будем считать, что за время t воронка депрессии распространилась на некоторую условную длину R_K(t), за пределами которой остается первоначальное пластовое давление р, причем в кольце R₀(t)<r<R_K(t) распределение давления следует закону Дюпюи:

тогда	(21)
,	(22)

где правая часть формулы представляет собой увеличение упругого запаса в водоносном пласте, вычисленное по повышению давления, согласно схеме МПСС. В первом приближении примем, что:

(23)

Это допущение справедливо при условии , причем точность возрастает с увеличением λ. Объем газа V_H можно определить, зная p(t):

(24)

Для удобства дальнейших расчетов введем безразмерные переменные:

(25)

Тогда из (22), с учетом (23) - (25), получим:

(26)

Таким образом, зная начальный радиус хранилища и режим его работы, можно из трансцендентного уравнения (26) найти R₀(t) . Для случая R₀(0)^* (начало закачки) введем обозначения:

(27)

Тогда вместо уравнения (26) имеем:

(28)

По графику для заданного отношения  находятся значения α рис. 2 Коэффициент увеличения радиуса и находится по формуле:

(29)

Зная u, по формуле (24) можно рассчитать содержание газа в хранилище. Указанная методика может быть использована и для уточнения параметров пласта.

Предлагаемая методика была использована для расчета утечек газа из Калужского подземного газохранилища в вышележащие воробьевские слои.

5.2.3. Оценка перетоков газа по уравнению материального баланса

Для случая водонапорного режима при перетоке газа у.м.б. записывается в виде:

(30)

Рис. 2. График зависимости

где V₁ - текущий объем газа в пласте;

V_н - начальный объем газа в пласте;

Q_Д - добытое количество газа;

Q_n - величина перетока газа

или	(31)
	(32)

P_t - текущее давление в пласте с учетом сверхсжимаемости газа;

Ω_t - текущий поровый объем пласта;

Ω_H - начальный поровый объем пласта;

Q_B - объем вторгшейся в залежь воды, где

(33)

С_П - коэффициент продуктивности пласта по воде;

Р_г.ст - начальное гидростатическое давление;

t - время.

(34)

С_п- коэффициент перетока.

Тогда у.м.б. запишется в виде:

(35)

В общем виде у.м.б. имеет вид:

(36)

где

(37)

Имея промысловые данные по результатам отбора Q_Д и P_t, вычислив значение х₁ х₂, х₃ , может быть получена система линейных уравнений вида:

Переходя к более удобной матричной форме записи, получим:

(38)

где у - вектор наблюдений (y_1, y_2,…у_n);

х - матрица независимых переменных (1, x_1.1, x_2.l, x_1,n, x_2n)

β - вектор параметров, подлежащих оцениваю (a, b, с, d).

В матричном виде решение этой системы уравнений запишется в виде:

(39)

х^Т - транспонированная матрица х;

(x^Tx)^-1 - обратная матрица.

Определив вектор β соответственно определяются коэффициенты:

A=V_H, b=Ω_H, c=C_B, d=C_П

Таким образом определяются начальные запасы газа V_H на начало отбора газа и величина перетока газа.

5.2.4. Оценка перетока газа за пределы ловушки хранилища

Рассмотрим задачу о совместной фильтрации жидкости и газа в прямолинейном однородном пласте, имеющем положительный угол наклона i с горизонтальной плоскостью. При решении этой задачи примем: пласт однороден, движение газа и жидкости подчиняется закону Дарси, связь между давлениями в жидкой и газовой фазах выражается через функцию капиллярного давления, распределение давления в пласте считается гидростатическим, сжимаемостью газа и жидкости пренебрегаем. Расход жидкой фазы q_В, приходящейся на единицу ширины пласта, будет равен:

,

(40)

Значения функции ф₁(λ), ф₂(λ), ф₃(λ), ф₄(λ), для условий хранилища (К = 2,5 Дарси, m = 0,2; h = 10 м; μ_B =1 сПз; μ_Г = 0,018 сПз приведены на рис. 3,4.

Угол наклона пласта к горизонтальной плоскости примем равным i = 0,005. Под q_o принимается суммарный объем расхода жидкости и газа, приходящийся на единицу длины. Обратим внимание, что в этом случае пласт имеет подъем, в связи с чем перед вторым слагаемым в выражении стоит знак минус.

Дебит газа, очевидно, будет равен:

(41)

В этом выражении члены   определяют дополнительное всплывание газа, вызванное соответственно подъемом пласта и наклоном границы раздела. Будем пренебрегать в дальнейшем величиной:

 в выражении для расхода газа и воды.

Очевидно, этим допущением уменьшается расчетная величина утечек газа вдоль подъема пласта.

Таким образом, имеем:

,

(42)

Представляем это выражение в уравнение материального баланса, которое имеет вид:

Рис. 3. График зависимости

Рис. 4. График зависимости  и  от

(43)

Учитывая обозначение σ, имеем:

(44)

Решение этого дифференциального уравнения имеет вид:

(45)

График функций  приведен на рис. 3. Из этого графика видно, что формальное применение уравнения (45) приведет к неоднозначной зависимости λ от х. Для устранения неоднозначности введем, как это обычно делается при решении аналогичных задач, скачки насыщенности на фронте вытеснения. Общий метод исследования скачков насыщенности изложен в нашей работе, выполненной под руководством И.А. Чарного.

Переменную во времени величину q₀ = q_г + q₃ представляющую собой сумму объемного расхода газа и воды в пластовых условиях, "размазываем" во времени, полагая величиной постоянной. Также постоянными во времени будем считать величины q_г и q_В. Принципиально при эксплуатации хранилища может быть три случая:

1. q_o = 0, q_r = |q_B|,

2. q_o > 0, q _r> |q_B|,

3. q_o < 0, q_r<|q_B|.

Этим случаям соответствуют и три возможных режима эксплуатации хранилища.

1. Среднее за год давление в хранилище и окружающей водоносной системе остается постоянным. В этом случае, очевидно, величина  при больших значениях момента времени имеет ограниченное значение. Приведенный к пластовым условиям объем потерянного газа за год (разница в объеме закачанного и отоборанного газа) будет равен объему пластовой жидкости, извлеченной из хранилища за этот же период времени.

2. Среднее за год давление в хранилище и окружающей водоносной системе растет от цикла к циклу. Это, очевидно, будет соответствовать случаю постоянного увеличения объема газа в хранилище.

В этом случае пластовые потери газа (если принимать под "потерями" разницу в объеме закачанного и отобранного газа) будут еще больше, чем для выше рассмотренного случая. Количество воды при отборе газа будет меньше, и, в частном случае (что будет, по-видимому, относительно больших потерях газа) можно избежать поступления воды в эксплуатационные скважины при отборе (q_B).

3. Среднее за год давление в хранилище и окружающей водоносной системе будет уменьшаться от цикла к циклу. Этот случай будет наблюдаться, когда предпринимаются меры по уменьшению потерь газа в хранилище с помощью форсированного отбора газа и воды в зимний период. В принципе, можно практически избежать потерь газа (q_r), но для этого в зимний период в конце отбора потребуется вместе с газом извлекать на поверхность в большом объеме пластовую воду. Такой способ уменьшения потерь газа вряд ли будет эффективен, поскольку, кроме необходимости извлекать большое количество жидкости, возникают осложнения в работе хранилища, вызванные снижением пластового давления.

Рассмотрим выражение (45) для больших моментов времени t.

(46)

Из этого выражения следует, что на линии расположения эксплуатационных скважин (х = 0) соблюдается условие:

(47)

из которого устанавливаем связь между  и λ при x = 0. Величина же λ в соответствии с выражением (42) однозначно определяется значениями  и . Это позволяет построить график зависимости  и  от , который изображен на рис. 4.

Из этого графика следует, что при = 0 (что соответствует первому режиму эксплуатации хранилища) потери газа, приведенные к пластовым условиям, равны  = 0,0112. Разумеется, и средний дебит извлекаемой воды также будет равен . Из графика видно, что, в принципе, можно избежать пластовых потерь газа, т.е. обеспечить =0. Но для этого нужно существенно увеличить отбор воды, величина  при этом составит 0,0153, то есть дебит извлекаемой воды увеличится на 35 %, или, другими словами, для уменьшения потерь газа 1м³ в пластовых условиях следует извлекать 0,365 м³ пластовой жидкости, что для условий Гатчинского хранилища означает необходимость извлечения 10 м³ воды для добычи 1 тыс. куб. м газа. Как уже указывалось, такой способ эксплуатации приводит к понижению давления в хранилище со временем и не устраняет дальнейшего продвижения газа по восстанию пласта. Поэтому в настоящее время эксплуатация ведется близко к режиму q₀ = 0. Как следует из рис. 4, в этом случае потери газа, приведенные к пластовым условиям, определяются по формуле

(48)

5.3. Оценка величины диффузии газа в пласте

На месторождениях природного газа за контуром ГВК газ растворен в пластовых водах вследствие действия в основном механизма молекулярной диффузии. Учитывая, что время существования месторождений измеряется геологическими масштабами, количество газа можно считать практически постоянным.

По-другому обстоит дело при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа. Происходящая в этом случае периодическая смена направления движения контура ГВК на противоположное обуславливает конвективную диффузию растворенного газа, скорость которой на несколько порядков выше скоростей молекулярной диффузии. Относительно небольшая продолжительность периодов создания и эксплуатации ПХГ требует учета фактора времени при оценке количества растворяющегося газа.

Математическое описание конвективной диффузии затруднено, однако ее можно представить как диффузию молекулярную, протекающую с некоторым фиктивным коэффициентом диффузии Д_ф.

Поскольку процесс идет на сравнительно небольшом удалении от контура ГВК, допустимо использовать уравнения для плоскопараллельной диффузии.

,

(49)

где С - концентрация растворенного газа;

Д_ф - коэффициент диффузии.

Однако до начала закачки газа концентрация везде будет равна нулю. В ходе эксплуатации ПХГ концентрация будет иметь свое предельное значение на контуре ГВК и равняться нулю на бесконечном удалении от контура, то есть:

(50)

Решением уравнения (49) при условии (50) будет:

(51)

Функция имеет вид

(52)

Количество газа, растворившегося к любому моменту времени, может быть определено как

(53)

где m - пористость;

h - мощность;

l - длина контура ГВК;

С₀- предельная концентрация растворенного газа на контуре.

(54)

х - расстояние от центра залежи до контура;

t - время;

τ - параметр, определяемый из графика в зависимости от φ, V;

φ = С/С₀ - относительная концентрация;

С - значение концентрации в точке;

С₀ - предельное значение концентрации;

V = V_z/V_в - относительный объем;

V_г - поровый объем газонасыщенной части пласта;

V_в - поровый объем водонасыщенной части пласта.

Рассмотрим применение оценки на примере Щелковского ПХГ. По наблюдательной скважине 21 были проведены гидрохимические исследования, в результате которых была получена концентрация растворенного газа в пластовой воде С = 486 см³/л, предельная концентрация С = 1300 см³/л.

1. Относительная концентрация составит:

φ = С/С₀ = 486/1300 = 0,37

2. Относительный поровый объем составит

V = V_Г/V_B = 37,5/59 = 0,64

3. По графику (рис. 5) по значениям φ, V определяем значение Inτ = -1,5, откуда τ = 0,233.

Подставляя найденные значения в формулу (53), определим количество растворившегося газа:

Q_pг = 2mhlC₀() = 2·0,2·40·11458·1,3 (0,2·2916·0,223/3,14) = 82 млн. м³.

Рис. 5. График зависимости параметра τ = f(φ,V)

Коэффициент диффузии зависит от многих параметров, и для его определения могут быть использованы промысловые данные, обработанные по формуле (54).

5.4. Методика определения количества газа, растворяющегося в пластовой воде

Одним из главных глубинных физических факторов, с которыми сталкиваемся при сооружении подземных хранилищ природного газа в пористых средах, является сила тяжести, обуславливающая при закачке всплывание и растекание газа по пласту-коллектору, т.е. формирование искусственной залежи.

Особый интерес для изучения процесса формирования искусственной залежи на подземных хранилищах представляют данные о растворимости природного газа в пластовой воде под влиянием закачки и отбора газа. Несмотря на большое значение для практики и теории исследований по растворимости газов в водах подземных газохранилищ при их создании и эксплуатации, этому вопросу из-за недостатка постановки соответствующих работ уделяется недостаточно внимания. Циклический характер работы ПХГ, заключающийся в переменной закачке и отборе газа, обуславливает перемену знака отдельных процессов, связанных с изменяющимся режимом искусственной залежи в пласте: при закачке происходит вытеснение газом пластовой воды, а при отборе, наоборот, оттеснение его водой. Цикличность работы хранилища, являющаяся первопричиной динамичности контуров искусственной залежи, приводит к периодическим специфическим изменениям, не характерным для природных месторождений (циклическое изменение различных гидрогеологических показателей в приконтактовой зоне "газ-вода").

Геологические масштабы времени, присущие формированию природных месторождений, как отмечалось выше, не соответствуют условиям создания искусственных залежей газа. В связи с этим такие процессы, как диффузионные или различного рода геохимические пре­вращения углеводородов (окисление и т.д.), происходящие на естественных месторождениях за геологическое время, не столь характерны для искусственных залежей.

Глубинные гидрохимические исследования, проводившиеся в предыдущие годы на подземных газохранилищах, создаваемых в во­доносных пластах, позволили зафиксировать принципиальные изменения естественных условий, которые возникают под влиянием закачки газа, в частности, при распространении границ искусственной залежи по пласту-коллектору. Главное внимание при этом уделено данным по газовому составу вод, т.к. в окружающих искусственную залежь водах прежде всего изменяется газонасыщенность и состав растворенных газов.

В общем виде представляется, что сложный состав закачиваемого природного газа в результате разрастания границ газового "пузыря" способствует образованию за пределами искусственной залежи своеобразного ореольного хроматографического эффекта, в котором основную роль играют растворенные водород (пример Щелковского ПХГ) или углекислота (пример Олишевского и Червоно-Партизанского ПХГ) в первые периоды заполнения хранилищ газом, предшествующие проникновению в окружающие воды растворенного метана в последующие циклы эксплуатации ПХГ.

В силу своих физико-химических особенностей такие компоненты, как водород (высокая степень диффузии) и углекислота (высокий коэффициент растворимости), содержащиеся в закачиваемом газе, поступают в начальные этапы создания хранилищ из искусственной залежи в воды пласта-коллектора, окружающие эту газовую залежь.

В процессе циклической эксплуатации ПХГ, в периоды максимального заполнения хранилища наступает предельное насыщение непосредственно контактирующих с искусственной залежью пластовых вод газом, вплоть до выделения его в свободную фазу, и фоновый состав растворенных газов (на территории Русской платформы, где сооружаются ПХГ в водоносных пластах, как правило, азотный) изменяется на азотно-углеводородный и углеводородный.

Как известно, на изменение характера растворимости состава закачиваемого газа и гидрогеохимические процессы взаимодействия пластовых вод с углеводородами, протекающие в приконтактной зоне искусственной залежи, оказывают свое основное влияние такие факторы, как давление в хранилище, минерализация, температура пластовых вод.

Количество газа, перешедшее из искусственной залежи в растворенное состояние в окружающие эту залежь пластовые воды и не извлекаемое при отборе газа из хранилища, рассчитано для конкретных условий нижнещигровского пласта-коллектора (объект закачки и хра·нения газа) Касимовского ПХГ.

Давление пластовое начальное, кгс/см² - 77-80

Давление максимальное в ПХГ, кгс/см² - 112-115

Давление минимальное в ПХГ, кгс/см² - 50-59

Эффективная мощность пласта-коллектора, м – 100

Эффективная газонасыщенная мощность пласта-коллектора, м 25-30

Проницаемость, Дарси - 1,2-2,8

Пористость, % - 29

Кровля пласта-коллектора, - 740 (изогипса -"630 м" от поверхности абс)

Минерализация пластовой воды, г/л -150

Удельный вес пластовой воды, г/см³ -1,105

Температура пластовой воды, °С - 20 °С

Коэффициент растворимости метана в - 14 (0,014м³/м³) пластовых условиях, см³/л

Согласно расчетам вариантов сооружения Касимовского ПХГ, получаем следующее (табл7).

Таблица 7

№№ пп	Общий объем газа в ПХГ, млн. куб. м	Ограничивающая изогипса, м абс.	Объем порового пространства, млн. куб. м	Пластовое давление в ПХГ, кгс/см2
1	10000	-664	150	112
2	9200	-662	135	111.6
3	8000	-660	120	110
4	7500	-659	112	109.8
5	6500	-657	100	108
6	5000	-655	85	105
7	3300	-650	48	104
8	2000	-645	30	101
9	1000	-640	14	98
10	500	-635	7	95

Оценку количества растворенного газа в приконтактной зоне "газ-вода" можно производить по формуле:

(55)

где Q _у._в. - количество растворенного газа в приконтактной зоне;

Q_nop. - объем порового пространства водонасыщенных пород пласта-коллектора, в котором растворяется газ при создании и эксплуатации ПХГ. Объем порового пространства включает в себя:

а) протяженность пласта по простиранию (где идут процессы растворения газа);

б) ширину пласта (вкрест простирания) в этой же зоне;

в) мощность пласта;

г) коэффициент открытой пористости пласта-коллектора;

V_уД. - газонасыщенность (по СН4 + т.у.в.) вод пласта-коллектора в рассматриваемой зоне.

В качестве примера для расчета количества газа, перешедшего из искусственной залежи в растворенное состояние и не извлекаемое при отборе газа из хранилища, задаемся следующими расчетными параметрами по Касимовскому ПХГ:

- общий объем газа в хранилище, млрд. куб. м - 10

- объем отбираемого (активного) газа, млрд. куб. м - 5

- объем остаточного (буферного) газа, млрд. куб. м - 5

При приведенных объемных показателях дифференциация величин газонасыщенности пластовых вод, окружающих искусственную залежь, будет следующей:

- контур газонасыщенности по остаточному (буферному) газу в 5 млрд. куб. м ограничивается изогипсой "-655 м абс";

- предельная газонасыщенность (по СШ + т.у.в.) вод пласта-коллектора в приконтактовой зоне "газ-вода" между изогипсами

- 655 м" и"-657 м" - 1,2 куб. м (1200 куб. см/л) (упругость растворенных газов равна на контуре газоносности);

газонасыщенность (по СН4 + т.у.в.) вод пласта-коллектора в приконтактовой зоне между изогипсами "-657 м" и "-659 м" - 0,6 м³/м³ (600 см³/л);

газонасыщенность ( по СН4 + т.у.в.) вод пласта-коллектора в приконтактовой зоне между изогипсами "-659 м" и "-660 м" -0,3 м³/м³ (300 см³/л),

- газонасыщенность (по СН4 + т.у.в.) вод пласта-коллектора в зоне между изогипсами "-660 м" и "-663 м" - 0,1 м³/м³ (100 см³/л);

- газонасыщенность (по СН4) вод пласта-коллектора между изогипсами "-662 м" и "-664 м" - 0,05 м³/м³ (50 см³/л).

Расчет количества газа, растворяющегося в пластовой зоне "газ-вода" и не извлекаемого при отборе газа в условиях Касимовского ПХГ, приведен в табл. 8.

Таблица 8

№№ пп	Объем порового пространства, млн. м3	Изогипса, м абс.	Объем пор. пространства между изогипсами, млн. м3	Газонасыщенность пласт, вод, окруж. искусств, газ. залежь, м3/м3	Количество растворен, газа, содер. в пласт, водах в приконт. зоне газ-вода
1	85	-655	15	1.2	18
	100	-657
2	100	-657	12	0.6	7.2
	112	-659
3	112	-659	8	0.3	2.4
	120	-660
4	120	-660	15	0.1	1.5
	135	-662
5	135	-662	15	0.05	0.75
	150	-664
				Итого	29.9

Т.е. количество газа, растворяющегося в пластовых водах приконтактной зоны и не извлекаемое при отборе, достигает 29,9 млн. куб. м. Это количество от общего объема газа в хранилище (10 млрд. куб. м) составляет 0,3 %, а от объема отбираемого (5 млрд. куб. м) газа 0,6 %. Это есть пластовые потери газа в процессе создания и эксплуатации ПХГ, представленные газом, растворенным в водах пласта-коллектора за пределами контура газоносности.

Определим количество растворенного газа, заключенного в пределах буферного (остаточного) объема газа в ПХГ по следующим исходным данным:

- объем буферного (остаточного) газа в ПХГ - 5·10⁹ м³;

- объем порового пространства, соответствующий

- этому буферному объему газа (по изогипсе -655 м) - 85·10⁶ м³

- коэффициент газонасыщенности ПХГ - 0,6

- объем порового пространства, занятый водой (при коэффициенте газонасыщенности 0,6) - 85·10⁶·0,4 = 34·10·м³ (где 0,4 - коэффициент водонасыщенности).

- предельная газонасыщенность пластовых вод - 1,2 м³/м³/.

Исходя из приведенных данных, количество растворенного газа, заключенного в пределах буферного объема , составит - 34·10⁶·1,2 =40,8·10·м³.

Общий объем растворенного газа в ПХГ составит 29,9 млн. м³ +40,8 млн. м³ = 70,7 млн. м³, где 29,9 млн. м³ - количество газа, растворенного в пластовых водах приконтактной зоны , а 40,8 млн.³ - количество растворенного газа, заключенного в пределах остаточного контура газоносности.

Суммарное количество растворенного газа от общего объема газа в хранилище достигает 0,7 %, а от объема активного газа 1,4 %.

На долю пластовых потерь газа за контуром газоносности за один цикл эксплуатации ПХГ приходится 0,6 % от объема активного газа (29,9 млн. м³).

Растворенный газ (40,8 млн. м³), заключенный в пределах контура газоносности , не относится к пластовым потерям. Он является составной частью буферного газа.

В процессе проведения глубинных гидрогеохимических исследований получены данные о наличии растворенного газа по разрезу практически на всех действующих ПХГ. Причем перетоки в вышележащие горизонты по абсолютной величине в одних случаях незначительны, обусловлены техническими причинами, контролируются переточными скважинами, газ находится в растворенном состоянии.

В других случаях лишь на отдельных ПХГ величины перетоков достигают заметных значений до образования в вышележащих пластах техногенных (вторичных) залежей, из которых при современном уровне технологии возможен промышленный отбор газа.

Отбор глубинных проб растворенного газа в этих условиях по наблюдательным скважинам, контролирующим герметичность покрышек ПХГ, позволяет выявить и локализовать опасные зоны перетоков газа. Совершенно очевидна необходимость установления и локализации перетоков с самого начала их возникновения.

Главная особенность предлагаемой методики оценки объема перетоков газа в вышележащие отложения заключается в использовании такого прямого гидрогеохимического показателя газонасыщения пластовых вод как их газонасыщенность, замеренная в контрольных скважинах в процессе отбора глубинных проб растворенного газа.

Эта методика (объемный метод, использующий газонасыщенность пластовых вод) применяется также при определении количества газа, растворяющегося в законтурных водах пласта-коллектора.

По нарастанию газонасыщенности пластовых вод и содержанию СН₄ по всему изучаемому разрезу имеется принципиальная возможность оценки общего количества газа, мигрирующего и скапливающегося (в т.ч. на первых стадиях сооружения хранилища) в вышележащих водоносных горизонтах за счет различных причин, определяющих перетоки и утечки газа.

Для оценки объема мигрирующего газа необходимо знать объем порового пространства пород, заполненных водой, в которые перетекает газ, и текущую газонасыщенность ( по углеводородам) пластовых вод, получаемую в результате анализа глубинных проб растворённого газа.

Для предлагаемых методических приемов прямого подсчета объемов растворенного газа, скапливающегося в водах конкретного вышележащего горизонта, газонасыщенность пластовых вод, устанавливаемая при глубинных исследованиях, является наиболее важным параметром.

Расчеты можно производить по зависимости:

(56)

где Q_yв - объем растворенного газа, скапливающегося в водах конкретного (вышележащего) горизонта;

Q_nop - объем порового пространства водонасыщенных пород, в которых просачивается газ;

V_cp - средняя текущая (на дату исследований) газонасыщенность (по СН₄ + Т.У.В) вод пласта, куда перетекает газ.

Объем порового пространства пород определяется по формуле:

(57)

где l - протяженность пласта (по простиранию) в пределах зоны перетока;

Н - ширина пласта (вкрест простирания) в этой же зоне;

h - мощность пласта, где идут процессы растворения газа;

m₀- коэффициент открытой пористости пород.

Таким образом, общий объем газа, скапливающегося в каждом конкретном контрольном горизонте ПХГ, можно представить в виде:

(58)

Объектами глубинных гидрогеохимических исследований служат скважины вышележащих водоносных горизонтов, контролирующие герметичность основной и резервной покрышки ПХГ.

Периодичность наблюдений минимум 2 раза в год: в конце (начале) закачки и отбора газа.

5.5. Определение пластовых потерь газа методом математического моделирования

Эксплуатация любого подземного хранилища газа, в т.ч. и в циклическом режиме, сопровождается пластовыми потерями газа, которые определяются перетоками газа в вышележащие отложения и внутрипластовыми потерями в самом объеме хранения.

Последние обусловлены процессами растворения и диффузии газа, постепенным насыщением плотных низкопроницаемых разностей в разрезе объекта хранения, растеканием газа по площади хранилища, защемлением его в краевых частях, насыщением переходной зоны пласта-коллектора и др. Внутрипластовые потери приводят к увеличению буферного объема хранилища, в т.ч. и в процессе циклической эксплуатации, однако эта часть газа не может быть рентабельно извлечена из ПХГ существующими в настоящее время методами отбора.

Как известно, газ и вода имеют различные физические свойства, прежде всего, вязкость, поверхностное натяжение, растворимость, которые приводят к некоторым различиям в процессе фильтрации сме­си при закачке газа и при его отборе.

Во-первых, существует сдерживающее влияние порогового капиллярного противодавления для проникновения несмачивающего газа в области, изначально занятые водой, избирательно лучше смачивающей породу.

Во-вторых, взаимное вытеснение газа водой и наоборот не поршневое. В силу существования остаточной газонасыщенности расширение газонасыщенного объема не полностью компенсируется последующим стягивание контура газоносности.

В-третьих, при создании и эксплуатации ПХГ в водоносных пластах, сроки которых несравнимо меньше геологических сроков формирования газовых месторождений, происходит постепенное насыщение переходной зоны пласта-коллектора, водонасыщенность в которой "плавно изменяется от значений ее в водонасыщенной части до значений в предельно газонасыщенной части" (ГОСТ 22609-77). Это зона, величина которой зависит в основном от литологии и коллекторских свойств пласта и способа закачки газа (так, например, переходная зона увеличивается при проведении закачки газа по поверхность ГВК). При проведении отбора переходная зона не участвует в отборе газа в такой степени, как основная залежь; граница ее перемещается вверх по разрезу, увеличивая зону остаточного газонасыщения. В следующий сезон закачки переходная зона опять смещается вниз по разрезу, частично оттесняя и увеличивая зону остаточной газонасыщенности, толщина которой постепенно увеличивается.

В-четвертых, при отборе вместе с газом из пласта поступает определенный объем воды, тогда как в пласт закачивается сухой газ, что также приводит к некоторой неравномерности процесса циклической эксплуатации.

В-пятых, в процессе работы хранилища происходит растворение газа в воде и адсорбции его породой. Эти процессы также нельзя назвать обратимыми.

В-шестых, в ряде случаев при хранении отмечается выход газонасыщенного объема за пределы замкнутой изогипсы и распространение его в зону моноклинального подъема пласта или другой структурной ловушки.

Это обстоятельство усугубляет неравномерность процесса взаимного вытеснения благодаря дестабилизирующему воздействию гравитационных сил. Чем более полога выбранная под хранилище структура (в частности, пласт может быть практически горизонтальным), тем большим оказывается буферный объем и темп ею наращивания.

Так, для Гатчинского ПХГ, созданного в практически горизонтальном водоносном пласте, объем газа, находящийся в зоне перетоков, в основном препятствующий дальнейшему растеканию газа по площади, но не выполняющий роль носителя энергии, необходимой для подачи активного объема газа потребителю и не противодействующий обводнению эксплуатационных скважин, в 1,5 раза больше активного объема хранилища, а весь буферный объем больше его в 3 раза.

Отмеченные факторы, которые усиливаются неоднородностью коллекторов, приводят к ежегодным внутрипластовым потерям: к периодическому защемлению части газа особенно в периферийных зонах, участках с низкой проницаемостью пласта и переходной зоне пласта-коллектора. На стадии развития хранилища общая величина защемленнного газа в связи с интенсивным расширением газонасыщенного объема и постепенным насыщением переходной зоны, будет больше, затем по мере стабилизации режима и перехода к циклической эксплуатации эта величина уменьшается и теоретически может быть минимальной.

Внутрипластовые потери в так называемых "герметичных" ПХГ (где отсутствуют перетоки газа через покрышку и заколонное пространство скважин) в водоносных горизонтах по США составляют ежегодно от 0,2 до 1 % активного объема. На двух хранилищах в СНГ в Белоруссии и России, где были проведены расчеты, аналогичная величина был оценена в 1-1,5 % от активного объема. Относительно большой объем потерь на этих хранилищах» объясняется тем, что структурная ловушки слабо выражена, коллектор характеризуется большой неоднородностью. На ряде других газохранилищ, где в течение ряда лет объем отбора приближен к объему закачки, отмечается некоторое падение давления в центральной зоне.

Таким образом, во всех подземных хранилищах газа, особенно в пластах с активной водонапорной системой, будут наблюдаться пластовые потери газа: за счет перетоков газа в вышележащие отложения и внутрипластовые потери, величина которых определяется в основном строением и типом коллектора, активностью водонапорной системы, а также технологическими показателями: режимом эксплуатации хранилища, расстановкой эксплуатационных скважин, системой их вскрытия и т.д. Регулируя режим эксплуатации, можно добиться снижения пластовых потерь до минимально возможной величины.

Величина пластовых потерь газа не поддается непосредственному измерению. Косвенно выводы о наличии и интенсивности этих потерь могут быть сделаны на основании анализа динамики изменения газонасыщенности и газонасыщенной толщины пласта в приконтурных скважинах, а также пластовых давлений по эксплуатационным и наблюдательным скважинам.

Отдельные из составляющих пластовых потерь: растворение газа, адсорбция, миграция по напластованию и т.п. могут быть рассчитаны при помощи различных методик. Однако точное определение потерь путем прямого расчета зачастую невозможно в силу недостаточной информации об объеме газовой залежи, площади контакта с водой, проницаемости и др. Поэтому наряду с прямыми методами расчета, которые позволяют оценить величины потерь, используется обратный метод определения величин потерь на основе анализа по фактическим данным эксплуатации хранилища.

Для проведения обоснованного количественного анализа промысловой информации и последующего заключения о величине пластовых потерь газа необходимо построение математической модели пластовой части хранилища.

Кроме того, величина пластовых потерь (перетоки газа в вышележащие отложения и внутрипластовые потери) должна обязательно контролироваться комплексом промысловых, геолого-геофизических и гидрохимических наблюдений, позволяющих контролировать положение контуров газонасыщенности всех залежей, изменение газонасыщенных толщин (особенно в краевых частях залежей), оценивать запасы газа в объекте хранения и вышележащих горизонтах объемным методом с учетом переходных зон залежей, оценивать величину перетекающего в вышележащие отложения газа, объемы утилизируемого и разгружаемого газа, газонасыщенность пластовых вод объекта хранения и контрольных горизонтов.

В настоящее время нет точных методов учета запасов в переходных зонах, однако игнорирование этих объемов может привести к неправильным выводам об объеме газа в объекте хранения и вышележащих горизонтах, о наличии и размерах перетоков и утечек газа.

При построении математической модели адекватность отражения моделью реальных процессов, протекающих в пласте в процессе эксплуатации ПХГ, обеспечивается предварительной адаптацией или "подгонкой" ее по фактическим результатам работы хранилища за известный промежуток времени. Изначальная ориентировка на фактические промысловые данные, используемые для адаптации Модели, во многом определяют ее структуру. При этом сравнительно простые балансовые модели газонасыщенного объема в водоносном пласте оказываются более удобными, поскольку для насыщения сложных сеточных моделей залежи имеющийся объем фактической промысловой информации оказывается недостаточным.

Общим принципом построения моделей рассматриваемого типа является разбиение пластовой системы на одну или несколько газонасыщенных областей со своим среднепластовым давлением. Изменение величины объема этих областей и их газосодержания связывается с перепадом давлений в них и в окружающей водонапорной системе при помощи введения агрегированных коэффициентов, являющихся интегральными аналогами фильтрационно-емкостных параметров пласта. Величины этих коэффициентов уточняются по результатам эксплуатации ПХГ. Пластовые потери в модели определяются по интенсивности увеличения газонасыщенного объема хранилища.

По этому принципу были построены модели ряда хранилищ в водоносных пластах. Расчеты показали, что ежегодные внутрипластовые потери газа составляют порядка 1-1,5 % активного объема хранилищ. При проведении дальнейшей циклической эксплуатации хранилища в принятом режиме величина внутрипластовых потерь может несколько уменьшиться.

Для определения пластовых потерь газа на рассматриваемом ПХГ регулярно после окончания закачки и отбора газа проводится математическое моделирование процесса эксплуатации хранилища. Кроме того, постоянно осуществляется контроль за перетоками газа в вышележащие отложения. Проводится комплексный анализ имеющихся промысловых, геолого-геофизических данных, осуществляется подсчет запасов газа в объекте хранения и вышележащих горизонтах объемным методом с учетом переходных зон залежей.

Целью математического моделирования эксплуатации хранилища является также определение основных текущих показателей, не подлежащих непосредственному наблюдению: количества газа в пласте и величины газонасыщенного объема, а также прогнозирование изменения этих показателей и значений пластового давления при том или ином режиме эксплуатации.

За период эксплуатации газохранилища имеется достаточно детальная и надежная информация по динамике пластовых давлений в скважинах и по ежесуточным дебитам эксплуатационных скважин. При этом наблюдаемые давления по их величинам могут быть дифференцированы: отдельно по двум взаимосвязанным пластам-коллекторам: 2 и 3-1 3-П, разделенным слабопроницаемой перемычкой пластом 2а (назовем их условно нижний и верхний пласты-коллекторы) и в пределах каждого из этих пластов - в центральной зоне расположения нагнетательно-эксплуатационных скважин и на периферийной зоне.

Высокая степень неоднородности пласта-коллектора, наличие большого количества слабопроницаемых разностей и малоамплитудность водоносной структуры привели к большому растеканию газонасыщенного объема по площади и защемлению части буферного объема газа.

Для учета перечисленных особенностей эксплуатации хранилища предлагается укрупненная балансовая модель. Газонасыщенный объем разделен на две части в соответствии с выделенными пластами (верхнюю и нижнюю) и каждая из частей, в свою очередь, разделена на внутреннюю и внешнюю зоны (индексы 0 и 1 соответственно).

В предположении, что газ во внешнюю зону может попасть лишь за счет перетока из центральной зоны уравнения баланса газа для каждого из пластов i = в, и имеют вид (первое - для внутренней зоны, второе - для внешней)

(1)

 

(2)

Здесь q_i ,q_r, q_iy - соответственно дебит закачки (отбора) через скважины, дебит перетока через перемычку между верхним и нижним пластами, дебит утечек в вышележащие горизонты, дебит перетока во внешнюю зону. Из этих величин первый дебит считается заданной величиной, а остальные три связываются с разностью давлений в соответствующих зонах.

	(3)
	(4)
	(5)

Газонасыщенные объемы в выделенных четырех зонах изменяются под действием движения пластовых вод. Эту динамику можно отразить соотношением:

, i = в,н k = 0,1

Входящие в приведенные уравнения константы имеют физический смысл обобщенных коэффициентов проводимости по газу или по воде между выделенными зонами и, вообще говоря, могут быть выражены через средние значения соответствующих фазовых проницаемостей, вязкостей и площади, через которую осуществляются перетоки. Однако величины площадей перетоков определить практически невозможно. Поэтому можно процесс моделирования разбить на два этапа. На первом решается обратная задача, т.е. все коэффициенты пропорциональности и газонасыщенные объемы считаются неизвестными и рассматривается уже пройденный отрезок времени эксплуатации ПХГ, за который известны давления и дебиты скважин: Р_ф, g_ф. Решая систему уравнений (1)-(5) относительно давлений при определенных значениях перечисленных неизвестных величин, определяем всякий раз величину среднеквадратного отклонения между расчетными и фактическими давлениями за исследуемый период времени. Набор значений неизвестных параметров, который отвечает минимуму этого отклонения, считается фактическим данным. На втором этапе определенные таким образом величины коэффициентов перетока и достигнутые конечные значения газонасыщенных объемов используются для проведения расчетов дальнейшего изменения пластовых давлений и газонасыщенных объемов при заданном режиме эксплуатации ПХГ на основании той же системы дифференциальных уравнений.

Таким образом, сначала предлагаемая модель идентифицируется, причем для этого может быть использован достаточно большой промежуток времени, что обеспечит меньшую зависимость от возможной неточности в определении отдельных величин фактических давлений и большую достоверность в проведении последующих прогнозных расчетов. Значения идентифицированных параметров могут изменяться со временем, что отражает неравномерность проходящих процессов в пласте особенно на стадии расширения хранилища. Поэтому адаптация модели периодически повторяется по поступающим фактическим значениям замеряемых параметров давлений и расходов.

По построенной схеме были составлены алгоритм и программа решения обратной и прямой задачи. Система дифференциальных уравнений заменялась конечно-разностным аналогом, высокая степень сходимости при решении наблюдалась уже при числе и времени, равном трем суткам.

Для адаптации модели удобно выбирать промежутки времени, отвечающие одному циклу эксплуатации хранилища. Частота используемых наблюдаемых величин, достаточная для насыщения модели, отвечает 3 замерам в месяц. При решении оптимальной задачи использовался принцип покоординатного спуска.

Расчетная величина общих запасов газа в основных объектах хранения составила на конец закачки 0,93 от балансовой величины вследствие перетоков газа в вышележащие горизонты и внутрипластовых потерь газа при защемлении в низкопроницаемых, краевых и переходной зонах.

Для уточнения величины ежегодных пластовых потерь газа в сезоне 1992 г. величина закачки газа соответствовала сезону 1991 г. Расчетная величина пластовых потерь газа составила 2,25 % от активного объема хранилища. Половина этого количества относится к перетоку в вышележащие горизонты, откуда в дальнейшем газ утилизируется и частично разгружается через контрольные скважины, что обеспечивает безопасную эксплуатацию хранилища. Утечки газа в имеющихся объемах могут считаться вполне допустимыми с точки зрения рентабельности эксплуатации.

6. РЕГЛАМЕНТ БАЛАНСОВЫХ ОПЕРАЦИЙ НА ДЕЙСТВУЮЩИХ ГАЗОХРАНИЛИЩАХ

Исходную основу балансовых операций составляют данные, полученные в ходе выполнения научно-исследовательских работ и опытно-промышленных работ в рамках производства и авторского надзора. Первоочередной операцией при составлении баланса и подсчете потерь является анализ геолого-промысловой информации по герметичности покрышки над пластом-коллектором и всех скважин, вскрывающих пласт-коллектор.

В соответствии с "Методическими указаниями по определению технологических затрат и потерь газа при эксплуатации газохранилищ в пористых пластах" определяются и суммируются все виды затрат и потерь газа, оценивается общий объем газа в хранилище и составляется сводный баланс закачки и отбора за истекший период эксплуатации.

Завершающей операцией является восполнение технологических затрат и потерь газа при одновременном списании их с баланса газохранилища, если имеется значительное расхождение, превышающее точность подсчета соответствующих объемов. Восполняемые объемы не должны превышать объем списываемого газа.

Очередность проведения балансовых операций зависит от типа газохранилища, категории резервных запасов и функционального значения объекта в системе газоснабжения.

Общий баланс газа с учетом сезонных закачек и отборов по всем типам газохранилищ составляется ежегодно.

Баланс газа по газохранилищу составляется на основе сводного баланса по каждому объекту.

По показаниям коммерческого расходомера баланс сезонных запасов оценивается два раза в год к концу отбора и закачки газа.

Отдельно ведется баланс газа по вторичным техногенным залежам в случае отбора газа из них.

ПОРЯДОК УЧЕТА И СПИСАНИЯ ПОТЕРЬ ГАЗА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ

"Методические указания..." направлены на решение этих задач, они позволяют оценивать технологические затраты и геологические потери газа.

До расчета потерь газа определяют степень герметичности хранилища в соответствии с утверждением Госгортехнадзором "Регламентом контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией ПХГ в пористых пластах" и производят оценку возможности снижения и ликвидации потерь газа.

На основе анализа герметичности и заключении о необходимости списания этих потерь газа и невозможности их снижения или ликвидации проводятся расчеты по оценке потерь газа.

Анализ степени герметичности и заключение о необходимости списания потерь газа и невозможности их ликвидации выполняются научной организацией - автором проекта, осуществляющей авторский надзор за эксплуатацией данного хранилища, и согласуются с природоохранными организациями, Госгортехнадзором.

Расчеты технических потерь газа при эксплуатации ПХГ проводятся раз в месяц. Оценка потерь газа, связанных с геологическими причинами, носит менее достоверный характер и в зависимости от конкретных условий на хранилище может проводиться как ежемесячно, так и ежесезонно. Результаты расчетов потерь указываются в таблицах по балансу газа в ПХГ отдельной строкой. После проведения расчетов по оценке потерь газа ежегодные потери газа списываются с баланса предприятия.

Оценка потерь газа, связанных с эксплуатацией наземного оборудования на хранилище, не вызывает больших осложнений и может вестись геологической службой хранилища при обеспечении ее необходимой информацией, оценка потерь газа, связанных с геологическими причинами, ввиду Сложности используемых методик, должна проводиться с привлечением научных организаций, осуществляющих авторский надзор за эксплуатацией хранилища.

Объемы потерь газа списываются с баланса ПХГ ежегодно на основании актов, утверждаемых в установленном порядке на балансовой комиссии. Таким образом рекомендуется следующий порядок учета и списания потерь газа.

1. Анализ и заключение о герметичности ПХГ в соответствии с "Регламентом контроля...".

2. Оценка потерь газа при эксплуатации ПХГ по" Методическим указаниям..." и согласование в соответствующих организациях.

3. Списание расчетных потерь газа.