Хранение газа в истощенных нефтяных и газовых месторождениях. Расчет создания и эксплуатации

Истощенные месторождения во многих случаях являются наилучшим объектом для создания ПХГ, т.к. месторождения полностью разведаны, известны их: геометрические параметры, форма залежи, площадь газоносности, параметры пласта, начальное давление и температура, характер изменения дебитов скважин, герметичность залежи. При создании ПХГ в истощенных месторождений используется определенный фонд эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин, а также промысловые сооружения для подготовки газа.

При создании ПХГ в истощенных газовых месторождениях определяют:

- максимально допустимое давление;

- минимально необходимое давление в конце отбора;

- объемы активного и буферного газов;

- число нагнетательных и эксплуатационных скважин с учетом использования части имеющихся скважин;

- диаметры и длину промысловых соединительных трубопроводов;

- общую мощность и тип компрессоров;

- подземное оборудование скважин;

- объем дополнительных капвложений.

При создании ПХГ в истощенных газовых месторождениях объемы исследовательских работ увеличиваются, но в целом не вызывает сомнения герметичность залежи.

Проводятся исследования по определению: дебитов нагнетательных и эксплуатационных скважин, режим работы ПХГ, возможности извлечения остаточной нефти, изменения состава газа в нефтяном пласте и т.д.

Как правило, при естественном режиме эксплуатации объем порового пространства, занятого нефтью, остается постоянным, т.е. залежь эксплуатируется при режиме растворенного газа. Это показывает, что ПХГ, созданное в истощенном нефтяном месторождении, также будет работать при постоянном газонасыщенном объеме. Но закачиваемый газ частично растворяется в нефти. Чем выше давление и температура, чем меньше относительная плотность нефти, тем больше объем растворенного газа. Чем выше вязкость, тем меньше объем вытесненной газом нефти.

Общий объем газа в хранилище складывается:

- объем свободного газа в шапке;

- растворенного в остаточной нефти;

- растворенного в виде отдельных пузырьков в массе нефти. Масса остаточной нефти в пласте:

, где абсолютная пористость в долях единицы, Sв – связанная вода в долях единицы, плотность нефти при 20 С, Р=760 мм.рт.ст., добытое количество и запасы нефти.

При начальном пластовом давлении Рн и температуре Тн в 1 т нефти растворяется м газа. Масса газа (кг) в 1 т нефти:

*1,205Тст/Тпл, где - отн плотность газа.

Объем газа в м в единице объема нефти будет: , - кажущаяся плотность газа, определяемая по графикам.

Общая масса этого объема будет:

Плотность нефти насыщенной газом:

Реальная плотность нефти в пластовых условиях:

Тогда объем в пластовых условиях будет:

Объем порового пространства, занимаемый нефтью, оставшейся в пласте:

При повышении давления от Рк до Рmax в пласт будет закачено газа: где добытые запасы нефти.

Общий объем растворенного газа определяется:

Объем газа, закаченного в газовую шапку, будет:

Суммируя Qг1, Qг2, Qг3, получаем общий объем газа в истощенном нефтяном газе:

Q =Q +Q +Q

Поиск по сайту: