CC BY
26ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ, СОЗДАННЫХ В ПОРИСТЫХ ПЛАСТАХ С АКТИВНОЙ ВОДОНАПОРНОЙ СИСТЕМОЙ, КАК ЧАСТИ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ
УДК 622.691.24
М.А. Енгибарян, Краснодарское управление подземного хранения газа, филиал ООО «Газпром ПХГ» (Краснодар, РФ),
m.engibaryan@krs.phg.gazprom.ru
Д.А. Поваров, ООО «Газпром ПХГ» (Москва, РФ), D.Povarov@phg.gazprom.ru
В статье рассмотрены основные гидродинамические особенности и технологические последствия эксплуатации подземных хранилищ газа с активной водонапорной системой при отборе части активного объема газа, такие как растекание газовой залежи и снижение пластового давления на конец периода закачки.
Приведены основные методы регулирования латеральных перетоков газа в пластах подземного хранилища газа, направленные на минимизацию негативного воздействия недостаточного отбора газа. Предложен метод регулирования газовых залежей подземных хранилищ газа с активной водонапорной системой. Метод нацелен на предотвращение растекания газа по площади и повышение гибкости работы подземного хранилища газа как части Единой системы газоснабжения путем неполного восполнения объема отобранного газа.
На примере характерного подземного хранилища газа показаны особенности применения данного метода и возможность его реализации. Рассмотрено влияние неполного восполнения отобранного объема газа на основные технологические параметры работы хранилища в последующем сезоне отбора газа. Основные результаты применения метода заключаются в снижении негативных последствий при малых объемах отбора газа, связанных с потребностью газотранспортной системы.
При этом повышение эффективности эксплуатации рассмотренных хранилищ газа достигается за счет обеспечения латеральной герметичности хранилища, предотвращения растекания газовой залежи по площади, повышения гибкости газотранспортной системы путем снижения необходимого минимального объема отбираемого газа в сезонах отборов и отсутствия необходимости реализации специальных «жестких» технологических режимов эксплуатации хранилищ.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: РЕГУЛИРОВАНИЕ, РАСТЕКАНИЕ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ, ПОРИСТЫМ ПЛАСТ, АКТИВНАЯ ВОДОНАПОРНАЯ СИСТЕМА, ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА.
МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЛАТЕРАЛЬНЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА
В обеспечение надежности и бесперебойности поставок газа потребителям в РФ и зарубежных странах ПАО «Газпром» создана сеть подземных хранилищ газа (ПХГ). Резервирование газа позволяет компенсировать сезонную неравномерность газопотребления и аварийные недопоставки газа, обеспечивает надежность экспортных поставок, служит для создания стратегических и долгосрочных резервов.
За последние пять лет в Западной Европе, на европейской территории России, Урале и в Западной Сибири температура воздуха в осенне-зимний период была выше климатической нормы. Это привело к снижению объема отобранного газа из ПХГ за сезон и, соответственно, к недостаточному отбору всего активного объема газа из хранилищ. Для ПХГ, созданных на базе истощенных газовых, газоконденсат-ных месторождений и водоносных пластов с активной водонапорной
системой, отбор не всего активного объема газа может привести к негативным последствиям, таким как растекание газовой залежи, снижение пластового давления на конец периода закачки и др.
Для минимизации негативного воздействия недостаточного отбора газа применяются следующие основные методы регулирования газовых залежей ПХГ в процессе их создания и эксплуатации:
1) оптимизация технологических режимов закачки и отбора газа на ПХГ, предусматриваю-
Engibaryan M.A., Krasnodar Department of Underground Gas Storage, Subsidiary of Gazprom UGS LLC (Krasnodar, Russian Federation), m.engibaryan@krs.phg.gazprom.ru
Povarov D.A., Gazprom UGS LLC (Moscow, Russian Federation), D.Povarov@phg.gazprom.ru
Increase of operating efficiency of underground gas storages, created in porous formations with active water drive system, as a part of Unified Gas Supply System
The article considers the main hydrodynamic features and technological consequences of operation of the underground gas storages with active water drive system during extraction of a part of the active gas volume, such as gas reservoir spreading and reduction of reservoir pressure at the end of the injection period.
The main methods for regulating lateral gas flows in the reservoirs of underground gas storages, which are designed to minimize the negative impact of insufficient gas extraction, are noted. The method for regulating gas reservoirs of underground gas storages with active water drive system is recommended. The method is aimed at preventing gas spreading over the area and increasing the flexibility of operation the underground gas storages as a part of the Unified Gas Supply System by incomplete filling up of the extracted gas volume.
Using the example of a typical underground gas storage, the features of the application of this method and the possibility of its implementation are shown. The effect of incomplete filling up of the extracted gas volume on the main technological parameters of the storage operation in the subsequent gas extraction season is considered. The main results of the application of the method consist in reducing the negative consequences at small volumes of extraction, which are connected with the gas transportation system needs.
At the same time, the increase in the operational efficiency of the above-mentioned underground gas storages is achieved by ensuring lateral tightness of the storage, prevention of gas reservoir spreading over the area, increase the flexibility of the gas transportation system by reducing the required minimum volume of extracted gas in the seasons of extraction and the lack of the need for special hard technological modes of operation of the storages.
KEYWORDS: REGULATION, GAS RESERVOIR SPREADING, POROUS RESERVOIR, ACTIVE WATER DRIVE SYSTEM, UNDERGROUND GAS STORAGE.
щая изменение временного (по декадам, месяцам и кварталам) графика закачки и отбора газа и продолжительности нейтральных периодов;
2) регулирование темпов и объемов закачки и отбора газа по группам скважин, расположенных на разных направлениях латеральных перетоков газа (площадное регулирование);
3) регулирование темпов и объемов закачки и отбора газа по разрезу слоистого пласта (селективное регулирование), в том числе закачка под газоводяной контакт и слабопроницаемую перемычку [1].
На заседании Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр разрабатываются и утверждаются заместителем Председателя Правления ПАО «Газпром» рекомендуемые объемы отбора газа из ПХГ в осенне-зимний период, обеспечивающие предотвращение растекания газа [2].
Все вышеперечисленные методы широко используются в хранилищах газа, но реализация
двух последних методов требует таких геологических и технологических предпосылок, как наличие слабопроницаемой перемычки в разрезе пласта для осуществления закачки части оперативного резерва, наличия групп скважин, расположенных в зонах латеральных перетоков газа, и др.
Реализация первого метода, в том числе Программы отборов, приводит к высоким нагрузкам на газотранспортную сеть (ГТС), так как приходится отбирать газ из хранилищ даже при отсутствии необходимости по отбору в конкретном регионе.
Таким образом, актуальной становится задача разработки метода, который позволит регулировать работу газовых залежей ПХГ с активной водонапорной системой, направленного на предотвращение растекания газа по площади и повышение гибкости работы ПХГ как части Единой системы газоснабжения.
Рассмотрим возможности применения такого метода путем реализации однократного неполного восполнения в сезоне закачки
газа, отобранного за предшествующий сезон, на примере одного из хранилищ ПАО «Газпром», расположенного в Южном федеральном округе. Подземное хранилище газа было создано в горизонте зеленой свиты (эоцен) истощенного газоконденсатного месторождения.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПХГ
По фильтрационно-емкостной, литологической и продуктивной характеристикам пласт делится на три части:
- эксплуатационный пласт I расположен в верхней части и характеризуется наихудшими коллекторскими свойствами, значительным увеличением глинистости вверх по разрезу, высокой остаточной газонасыщенностью; газоотдача в этой части пласта минимальна;
- эксплуатационный пласт II занимает по толщине половину всего объекта и обладает наилучшими коллекторскими характеристиками, является основным газосодержащим и газоотдающим интервалом;
10,99
10,56 10,65 10 23
ю,;
Й
V h
1165,33 V ао -«о V V LO \
6,58 О» О» 6,07 со со 6,53 о» V 6,54 -о г». У,1Ь О- \ С ОО
-991,92 -J- -о ао 1 -915,46 -918,80 о-L m -1 065,00
M M PI ГО
12,0 ID,5 9,0 7,5 6,0 4,5 3,0 1,5 0
Годы Years
| Объем закачки/отбора за сезон, млн м3 - Пластовое давление, МПа
Volume of injection/extration per season, million m3 Reservoir pressure, MPa
Рис. 1. Динамика основных технологических параметров работы хранилища в 2010-2017 гг.
Fig. 1. Dynamics of the main technological parameters of the storage operation in 2010-2017
....------
Дата Date
Пластовое давление, МПа Reservoir pressure, MPa
- вариант 1 - вариант 2 - вариант 3 variant 1 variant 2 variant 3
-вариант 4 variant 4
ГП0, млн м3 Gas-saturated pore volume, million m3 вариант 1 вариант 2 вариант 3 variant 1 variant 2 variant 3
вариант 4 variant 4
Рис. 2. Динамика ГПО и пластового давления при реализации различных вариантов эксплуатации хранилища (варианты 1-4)
Fig. 2. Dynamics of gas-saturated pore volume and reservoir pressure at the realization of various variants of storage operation (variants 1-4)
- эксплуатационный пласт III занимает нижнюю часть объекта, характеризуется несколько лучшими, по сравнению с пластом I, коллекторскими характеристиками.
За последние сезоны эксплуатации из хранилища отбирается чуть более 70 % активного объема газа (минимальный объем отбора составил 650 млн м3 в сезоне 2015-2016 гг.), что связано как с климатическими условиями, так и с проведением работ по реконструкции ПХГ (рис. 1). Незначительные отборы обусловливают рост газонасыщенного порового объема (ГПО), что может привести к растеканию газовой залежи.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНОГО ОБЪЕМА ОТБИРАЕМОГО ГАЗА
В целях определения минимального оперативного резерва, обеспечивающего стабильную циклическую эксплуатацию на текущих показателях, были проведены итерационные расчеты вариантов работы хранилища, отличающиеся объемом оперативного резерва газа. Для объективности рассматривался пятилетний период работы хранилища с одинаковыми оперативным резервом, периодом отбора и производительностью по закачке. В качестве параметров, отражающих состояние искусственной газовой залежи, рассматривались давление в зоне расположения эксплуатационных скважин (пластовое давление) и объем газа в пластовых условиях - ГПО.
Было рассчитано четыре варианта работы хранилища с разным оперативным резервом: вариант 1 - 650 млн м3; вариант 2 -750 млн м3; вариант 3 - 850 млн м3; вариант 4 - 950 млн м3.
Согласно анализу работы хранилища, по варианту 1 был принят фактический минимальный оперативный резерв, составляющий 650 млн м3. Далее производились расчеты с шагом по оперативному резерву +100 млн м3, при этом
Таблица 1. Варианты расчета Table 1. Variants of calculation
Вариант Variant Оперативный резерв, млн м3 Operative reserve, million m3 Объем недостаточной закачки, млн м3 Volume of underinjection, million m3
Вариант 1 Variant 1 0
Вариант 1а Variant 1a 650 100
Вариант1б Variant 1b 150
Вариант1в Variant 1c 200
19 в
Дата Date
Пластовое давление, МПа Reservoir pressure, МРа
- вариант 1 variant 1
- вариант 1а variant la
- вариант 16 variant 1b
- вариант 1в variant 1с
ГПО, млн м3 Gas-saturated pore volume, million m3 вариант 1 вариант la вариант 16 вариант1в variant 1 variant la variant 1b variant 1c
Рис. 3. Динамика ГПО и пластового давления при реализации различных вариантов эксплуатации хранилища (варианты 1, 1а, 1б, 1в)
Fig. 3. Dynamics of gas-saturated pore volume and reservoir pressure at the realization of various variants of storage operation (variants 1, 1a, 1b, 1c)
минимальный расчетный оперативный резерв, обеспечивающий стабильную циклическую эксплуатацию на текущих показателях, составил 950 млн м3.
При реализации варианта 4 в течение пяти лет не происходит роста ГПО и снижения пластового давления, что свидетельствует
о стабилизации параметров работы газовой залежи (рис. 2).
Таким образом,эксплуатация хранилища с оперативным резервом 650 млн м3 приведет к увеличению ГПО, растеканию газовой залежи и, как следствие, падению пластового давления на конец сезона закачки, что обусловлено
нарушением условий стабильной циклической эксплуатации искусственной газовой залежи ПХГ с активной водонапорной системой (объем воды, оттесняемой из газовой залежи, должен быть равен объему вторгающейся) [3].
РЕГУЛИРОВАНИЕ ИСКУССТВЕННОЙ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ
По результатам анализа проведенных расчетов можно сделать вывод о необходимости ежегодного отбора объема газа из хранилища свыше потребности, что приводит к дополнительным нагрузкам на ГТС. Анализируя динамику ГПО и пластового давления, можно сделать предположение о возможности стабилизации искусственной газовой залежи при оперативном резерве 650 млн м3, но при меньшем общем объеме газа в пласте.
Для проверки данного предположения был проведен дополнительный комплекс расчетов, направленный на определение параметров стабильной циклической эксплуатации хранилища с оперативным резервом, соответствующим потребности ГТС. В качестве базового варианта был принят вариант 1 и дополнительно рассчитаны три варианта с различным общим объемом газа в пласте (табл. 1).
Проведенный анализ динамики ГПО и пластового давления по вариантам выявил следующее (рис. 3):
£ . 5
s
\
N
\
Ч
О 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 000 850 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 1250
Нарастающий объем отобранного газа, млн м3 Increasing volume of the extracted gas, million m3
12,0
11,5
11,0
10,5
10,0
9,5
9,0
8,5
8,0
7,5
7,0
6,5
6,0
5,5
5,0
4,5
4,0
Режим «Недозакачка» "Underinjection" mode
- стандартный режим — максимальная производительность — пластовое давление standard mode maximum capacity reservoir pressure
стандартный режим standard mode
Режим «Восполнение» "Filling up' mode максимальная производительность maximum capacity
— и
_ s
пластовое давление reservoir pressure
Рис. 4. Динамика основных технологических параметров работы хранилища в процессе отбора газа Fig. 4. Dynamics of the main technological parameters of the storage operation in the process of gas extraction
- вариант 1 - интенсивный рост ГПО, снижение пластового давления на конец закачки от сезона к сезону, растекание искусственной газовой залежи ПХГ;
- вариант 1а - рост ГПО, снижение пластового давления на конец закачки от сезона к сезону, растекание искусственной газовой залежи ПХГ;
- вариант1б - цикличность динамики ГПО, стабилизация пластового давления на конец закачки от сезона к сезону, отсутствие растекания искусственной газовой залежи ПХГ;
- вариант 1в - сокращение ГПО, рост пластового давления на конец закачки от сезона к сезону, компактизация искусственной газовой залежи ПХГ.
Расчеты показали, что при снижении общего объема хранимого газа на 150 млн м3 ниже проектного значения рекомендуемый объем отбора газа из ПХГ в осенне-зимний период, обеспечивающий предотвращение растекания газа, снижается с 950 млн до 650 млн м3. При этом при сниже-
нии общего объема газа в пласте сохраняется потенциал хранилища по обеспечению утвержденной максимальной суточной производительности и отбора всего оставшегося активного объема газа - 1100 млн м3, достаточного для компенсации среднего фактического газопотребления за последние годы эксплуатации, с последующим восполнением общего объема до проектного уровня без выхода технологических параметров эксплуатации хранилища за проектные значения.
Возможность эксплуатации хранилища с общим объемом газа ниже проектного значения на 150 млн м3 подтверждается фактическими данными эксплуатации. Неполное восполнение в сезон закачки отобранного за предшествующий сезон объема газа на рассматриваемом хранилище было связано с проведением работ по реконструкции наземной части ПХГ, для проведения которой был необходим простой хранилища в течение продолжительного периода, в связи с чем
оперативный резерв газа был сокращен на 150 млн м3.
Рассмотрено влияние неполного восполнения отобранного объема газа на основные технологические параметры работы хранилища в последующем сезоне отбора газа, для чего проведено сравнение вариантов технологических режимов отбора газа при работе хранилища с различным объемом газа в пласте на начало сезона (рис. 4).
Расчеты технологических режимов и динамики основных технологических параметров работы хранилища проводились с использованием адаптированной к истории эксплуатации постоянно действующей геолого-технологической модели работы пласта ПХГ.
Сравнение параметров работы хранилища в сезоне отбора газа по вариантам «Восполнение» (полное восполнение отобранного объема газа) и «Недозакачка» (неполное восполнение отобранного объема газа) представлены в табл. 2.
Анализ полученных результатов показывает, что негативным
Таблица 2. Сопоставление параметров работы хранилища при реализации вариантов эксплуатации Table 2. Comparison of the storage operation parameters at the realization of the operation variants
Параметр Parameter Восполнение Filling up Недозакачка150 млн м3 газа Gas underinjection, 150 million m3
Максимальная производительность в сезоне отбора, млн м3/сут Maximum capacity in the extraction season, million m3/day 15 15
Длина «полки» максимальной производительности от накопленного отбора, млн м3 Length of the plateau of maximum capacity from accumulated extraction, million m3 600 (40 сут) 600 (40 days) 450 (30 сут) 450 (30 days)
Объем газа в пласте на начало сезона отбора 2016-2017 гг., млн м3 Gas volume in the reservoir at the beginning of the extraction season of 2016-2017, million m3 2750 (100 %) 2600 (94 %)
Пластовое давление на начало сезона отбора 2016-2017 гг., МПа Reservoir pressure at the beginning of the extraction season 2016-2017, MPa 10,4 10,0
Пластовое давление на конец сезона отбора 2016-2017 гг., МПа Reservoir pressure at the end of the extraction season 2016-2017, MPa 5,4 5,4
фактором реализации варианта «Недозакачка» является снижение пластового давления в зоне расположения эксплуатационных скважин на начало сезона отбора газа, что, в свою очередь, приводит к сокращению периода потенциально возможного достижения хранилищем максимальной производительности на десятые сутки (эквивалентно 150 млн м3 накопленного объема отобранного газа) при одном и том же технологическом режиме эксплуатации. Это связано с меньшим объемом газа в пласте на конец сезона закачки.
ВЫВОДЫ
Анализ результатов проведенных многовариантных расчетов реализации рассмотренного метода регулирования эксплуатации искусственной газовой залежи с
активной водонапорной системой путем неполного восполнения объема отобранного газа подтвердил эффективность его применения в целях снижения негативных последствий при малых объемах отбора газа, связанных с потребностью ГТС.
При этом решаются следующие задачи повышения эффективности эксплуатации ПХГ, созданных в пористых пластах с активной водонапорной системой, как части Единой системы газоснабжения: обеспечение латеральной герметичности хранилища; предотвращение растекания газовой залежи по площади; повышение гибкости ГТС за счет снижения необходимого минимального объема отбираемого газа за сезон и отсутствия необходимости реализации специальных «жестких» технологических режимов эксплуатации.
Возможность реализации данного метода подтверждена фактическими данными эксплуатации рассматриваемого хранилища. Необходимо отметить, что в данной статье не учитывались влияние технологических режимов на формирование искусственной газовой залежи и возможность реализации площадного регулирования, что могло бы повысить эффективность рассмотренного метода при комплексировании различных методов регулирования работы искусственных газовых залежей с активной водонапорной системой. Также не рассмотрен подробно вопрос влияния неполного восполнения объема отобранного газа на период потенциально возможного достижения хранилищем проектной максимальной производительности. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Михайловский А.А., Скуфинский В.А. Регулирование латеральных перетоков газа в малоамплитудных ловушках водоносных пластов ПХГ // Газовая промышленность. 2015. № 12. С. 64-66.
2. Протокол заседания Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и использованию недр по рассмотрению итогов закачки газа в ПХГ в 2016 г., баланса газа, мероприятий по подготовке к отбору и режимов отбора газа из ПХГ в осенне-зимнем периоде 2016-2017 гг. от 15.01.2017 № 109-К-ПХГ-2016 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
3. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. М.: Недра, 1973. 207 с.
REFERENCES
1. Mikhaylovsky A.A., Skufinsky V.A. Regulation of Lateral Gas Flows in Low-Amplitude Traps of Underground Gas Storages. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2015, No. 12, P. 64-66. (In Russian)
2. Report of Proceedings at Meeting of the Gas Industry Commission on the Development of Fields and the Subsoil Use to Review the Results of Gas Injection in the Underground Gas Storages in 2016, the Gas Balance, the Extraction Preparations and the Regimes of Gas Extraction from Underground Gas Storages in the Autumn-Winter Period of 2016-2017, from January 15, 2017, No. 109-K-PKhG-2016 [Electronic source]. Access mode: limited. (In Russian)
3. Levykin E.V. Technological Design of Gas Storage in the Water-Bearing Formations. Moscow, Nedra, 1973, 207 p. (In Russian)
