ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА

12.1. Назначение и типы хранилищ газа

Месторождения природного газа, обеспечивающие основную часть газодобычи нашей страны, находятся на значительном удалении от населенных и промышленных центров, поэтому газ приходится подавать потребителю на большие расстояния. Основная часть добываемого в России газа транспортируется по мощным магистральным газопроводам протяженностью в сотни и тысячи километров. Такие системы необходимо эксплуатировать с полной нагрузкой, поскольку в противном случае стоимость транспорта газа значительно увеличивается. Потребление газа отличается значительной неравномерностью. Неравномерность потребления газа для крупных городов исчисляется сотнями миллионов и миллиардами кубометров. Соответствующий объем должны иметь и средства накопления газа или хранилища.

Хранилищами газа называют искусственные или естественные резервуары, в которых газ накапливают при его избытке в системе газоснабжения и из которых его по мере надобности извлекают. Хранилища газа при эффективном использовании способны улучшить экономические показатели системы газоснабжения благодаря повышению коэффициента ее загрузки и увеличить надежность ее функционирования.

Кроме сооружения хранилищ газа существуют и другие методы решения проблемы неравномерности газоснабжения:

• сглаживание неравномерности потребления газа за счет использования буферных потребителей (обычно это электростанции, которые в теплое время года работают на природном газе, а зимой их переводят на другие виды топлива — мазут, уголь, торф);

•использование установок кратковременного производства газа вблизи мест его потребления;

•увеличение механической прочности элементов системы газоснабжения и повышение технологической надежности ее функционирования.

438

•уменьшение материальных затрат на строительство магистральных газопроводов и КС;

•создание условий для ритмичной работы источников газа и

сооружений магистральных газопроводов с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности КС, близком к единице;

■ создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в районах страны, где это необходимо;

•сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования;

•увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях;

•создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки;

•уменьшение мощности заводов по очистке газа от сероводорода, оксида углерода и производству газовой серы;

-повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения;

•выравнивание колебаний потребления электроэнергии.

12.2.Объем и расход газа, цикличность эксплуатации

хранилища

^Объёмы хранящегося газа, его расход, а также неравномерность и цикличность эксплуатации хранилища определяются потребностями промышленности и климатическими особенностями районов страны. Неравномерность использования газового топлива определяется в основном отопительной нагрузкой в зимний период и отсутствием или снижением ее в теплое время года.

Следует различать потребность в газе и потребление газа. Потребность — это величина, определяемая технологическими и тех- нико-экономическими расчетами для конкретных потребителей газа. Потребление — фактический расход газа, зависящий от некоторых ограничений. Обычно потребление значительно ниже потребности. '

На потребность в газе влияет множество факторов, в том числе и такие, как многолетние изменения климата, сезонные явления, погода, периодичность многих технологических процессов, социальнопроизводственные ритмы. \

Часть этих факторов, например сезонные изменения температуры воздуха, является периодической; другая, например погода, — стохастической. В результате воздействия этих факторов потребность в газе ноцит ярко выраженный переменный характер.

Особенно большое влияние на изменение потребности в газе оказывает погода. Спрос на газ в холодные зимние дня приблизительно может в 15 раз превышать средний годовой его расход! На рис. 12.1 приведен типичный график потребления газа крушым промышленным населенным пунктом. Для практических расчетов сложные графики газопотреблеиия упрощают осреднением расхода газа на протяжении недель, месяцев и года. На таких графиках приводят вероятное распределение расхода газа в пределах месяца текущего года. Пример такого графика показан на рис. 12.2.

При проведении практических расчетов абсолютные значения переменных расходов газа удобно заменять относительными. Это можно сделать с помощью коэффициентов неравномерности.

По Е.В.Лсвыкину, принято различать коэффициенты неравномерности следующих трех видов.

Коэффициент сезонной неравномерности к.^ показывает, насколько средний расход газа в выбранный месяц больше или меньше среднегодового расхода q„:

440

Тем не менее наиболее экономичным и удобным решением проблемы неравномерности потребления газа и надежности газоснабжения остается создание специальных хранилищ газа, способных покрыть зимний дефицит топлива за счет накопления избытка газа летом.

К настоящему времени накоплен промышленный опыт сооружения хранилищ газа самых разнообразных типов: наземных, подземных, заглублеш- -ч и подводных. Углеводородное сырье в них хранят в газообразном и в жидком состояниях, при атмосферном и повышенном давлениях. Существует следующие типы резервуаров: стальные высокого давления; стальные низкого давления; льдогрунтовые, армированные металлом и неармированные; искусственные и естественные полости в плотных горных породах, резервуары в пористых горных породах.

Строительство таких крупных промышленных объектов, какими являются хранилища газа, сопровождается значительными материальными затратами. Перечислим типы и классы хранилищ газа в порядке убывания затрат на хранение удельного объема газа:

•стальные резервуары высокого и низкого давления;

•подземные полые резервуары в устойчивых и неустойчивых породах;

•подземные полые резервуары в солевых кавернах;

•пористые резервуары в водоносных пластах;

«пористые резервуары, сооруженные в истощенных залежах. Основное промышленное значение как наиболее экономичные имеют хранилища, создаваемые в пористых пластах горных пород. В них помещается более 98 % всего объема хранящегося газа. Относительно небольшое, но

имеющее промышленное значение количество газа хранится в искусственно созданных, размытых кавернах в отложениях каменной соли. Гораздо меньшие объемы газа хранят в горных выработках — шахтах, тоннелях, а в стальных резервуарах (газгольдерах) хранят газ в самых ограниченных количествах.

Далее подземные хранилища газа, резервуар которых представлен пористой средой горных пород, будем называть просто подземными хранилищами. Принято различать следующие виды пористых резервуаров, в которых создают хранилища: истощенная газовая залежь, истощенная нефтяная залежь, водоносный пласт.

Около 80 %—газа хранят в истощенных газовых и газоконденсат-ных залежах и 20% в водоносных. В истощенных нефтяных залежах газа хранится гораздо меньше — доли процента от общего по стране объема хранения этого углеводородного сырья.

По А.И.Ширковскому, подземные хранилища газа должны обеспечивать выполнение следующих задач:

■ покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время;

439

Рис. 12.1. Типичный график потребления газа промышленным городом

Рис. 12.2, Расчетный график потребления газа:

—- — суточные колебания; --------- месячные

Коэффициент суточной неравномерности kcyj характеризует отклонение среднего расхода за те или иные сутки qcc от среднего за месяц qcu:

^сут=?сс/<7см-

Коэффициент часовой неравномерности £час показывает распределение расхода газа в течение суток:

fc(ac= 9сч/ ^сс-ОбЩИЙ коэффициент неравномерности к представляет собой произведение этих трех коэффициентов:

к=^сз^сут^час** *?сч/*7сг-

Как правило, коэффициенты неравномерности близки к постоянным величинам для конкретного объекта потребления газа. Зная коэффициенты неравномерности при известном среднегодовом потреблении газа, можно найти расход газа за любой календарный месяц:

равной среднему годовому расходу газа центром газопотребления. Летние избытки газа подают в подземное хранилище и отбирают из него зимой.

ТЗктивным объемом называют расчетный объем газа, который ежегодно закачивают в хранилище и отбирают из него по мере необходимости. Активный объем состоит из двух составляющих. Первая связана с неравномерностью гаэопотребления и необходимостью ее покрытия, вторая

— с обеспечением надежности га-зоснабжения^ Практический интерес представляют следующие два варианта

определения необходимой емкости и расхода хранилища. Первый из них используют, когда хранилище создается для действующей системы. Второй

— когда система газоснабжения, включающая в себя хранилище, находится на стадии проектирования. Шервый случай предполагает использование имеющихся статистических данных и графика потребления. Требующийся активный объем в этом случае определяют по уравнению

<?«. =?сгЕа-*«з,)г( = з^Х(1-Асез,)/1, (i2.i)

где q„ — среднегодовой расход газа, м3/сут; / ~ число месяцев, для которых либо больше, либо меньше единицы; t, — число дней в месяце.

К найденному по формуле (12.1) активному объему добавляют от 20 до 30% на многолетние колебания средней температуры воздуха.

Практика показывает, что найденный таким образом необходимый активный объем хранилища газа составляет около 10 % годового потребления газа:

£?акт / &од = 1 / 365,25£ (1 - *см, ) tt - 0,1.

Объем резервирования газа для повышения надежности газоснабжения пропорционален длине газопровода и зависит от типа и числа резервных газоперекачивающих агрегатов, числа ниток газопровода, величины и состояния фонда эксплуатационных скважин.

Для приблизительной оценки можно принять, что дополнительный объем хранения, необходимый для обеспечения надежности газоснабжения, оперативного и государственного резерва, составляет объема сезонной неравномерности газопотребления.

Расход газа по ПХГ находят по графику газопотребления как разницу между необходимым расходом и пропускной способностью газопровода при его полной загрузке. Принято различать среднемесячный и пиковый расходы газа. Пиковый расход может потребоваться в любой день соответствующего месяца, поэтому его значение следует относить к концу

444

442

где / — номер месяца.

Такой расчет необходим при дополнении существующей системы газоснабжения хранилищем газа.

Распределение коэффициентов неравномерности, как и форма кривых потребления газа, мало меняется по годам, климатическим поясам и видам газопотребляющих объектов.

Неравномерность потребления газа создается всеми категориями потребителей газа, но основную составляющую дает, как уже отмечалось выше, отопительная нагрузка. На рис. 12.3 изображен пример типичной структуры потребления газа крупным промышленным городом.

Оптимальный вариант находят на основе технико-экономических расчетов; в нем предусматривают работу добывающих промыслов и трубопроводов при полной пропускной способности,

месяца, когда давление в хранилище наименьшее при отборе газа и наибольшее при закачке.

При проектировании ПХГ рассчитывают активную емкость и расход газа по хранилищу исходя из затрат газа на отопление и вентиляцию жилых и производственных помещений.

За основу при расчетах принимают зависимость среднего расхода газа на отопление q в заданный период от затрат теплоты на отопление Q и низшей теплоты сгорания сжигаемого газа £?„, Дж/м3:

g=24Q/QHr], (12.2)

где Г) — суммарный коэффициент полезного действия отопительных устройств,

Минимальное время, в течение которого рассчитывают пик газопотребления, составляет 5 сут. Расход теплоты можно определить по формуле

Q = <xf>g0(tQl -t 0 ) + qB(t* - t.Wi, ы\

где а — коэффициент неравномерности отопления (обычно 0,7 — 1); а — коэффициент, зависящий от расчетной температуры наружного воздуха (при температуре от -10 до -45 "С принимает значения от 1,45 до 0,85); 4, — расчетная температура воздуха в помещении; t0 и /а — расчетные температура отопления и вентиляции; #0 и qu — удельные расходы газа на отопление и вентиляцию здания; Vt — суммарный объем отапливаемых помещений.

В табл. 12.1 приведены ориентировочные значения температурных показателей ряда городов России для расчета теплоты по формуле (12.2).

При этом средняя за отопительный сезон температура /вср принята условно по tt, уменьшенной пропорционально отношению tjta.

Расход теплоты за весь отопительный период определяют из следующей зависимости:

л

<3с« = £(ч\>('*1 - 'аср) + 9»('в) ~ С ».ср))^7'от . Ы

где /0.ср — средняя расчетная температура отопительного сезона, зависящая от—географического положения объекта потребления газа (см. табл. 12.1); Гот средняя многолетняя продолжительность отопительного сезона.

При наличии фактических данных о колебаниях потребления газа в зависимости от температуры наружного воздуха потребность в газе с достаточной для практики точностью можно выразить линейной функцией температуры наружного воздуха:

445

где ftp — расход газа при температуре воздуха, при которой не требуется отопления помещений; Д/ — дефицит температуры воздуха; а — коэффициент пропорциональности (1,10... 2,23) 10"4. Для Москвы, например, сс=2,10 • 10~4; для Санкт-Петербурга а=2,16-10~4.

Расход газа из ПХГ в первом приближении можно найти также по формуле

<7пхг = 9 н - Я ш , - Ъ я » i

где qH — необходимый расход газа; дпл — пропускная способность

газопровода; — общий дополнительный расход газа, получаемый за счет источника / (аккумулирующей способности газопроводов, подачи газа из установок дегазации жидкого топлива и подобных объектов).

Такова методика Е. В.Левыкина по определению активного объема и расхода отдельного хранилища газа, предназначенного для обслуживания конкретного пункта газопотребления и элементарного газопровода.

|В России существует Единая газоснабжающая система (см. под-разд. 11.2), представляющая собой гидродинамически связанный сложный комплекс, состоящий из газодобывающих предприятий, местных и магистральных газопроводов, хранилищ, рас-

446

сы протекают значительно быстрее и носят четко выраженный нестационарный характер.

В отличие о газовой залежи, где существует, как правило, единый газонасыщенный объем, в ПХГ различают остаточный, активный и буферный объемы газа.

^Остат^чный объем принято определять как минимальное количество газа, которое находилось в залежи перед переводом ее в режим хранилища (до закачки в пласт газа).

Под активным понимают объем газа, который ежегодно отбирается из хранилища и закачивается в него обратно. В зависимости от конкретных обстоятельств, например от колебаний погоды, спроса на газ и т. п., активный объем может несколько отличаться от расчетной величины.

Буферным называют объем газа, который не изапекается из хранилища, оставаясь в резервуаре на протяжении всего периода его использования в качестве ПХГ. Буферный объем является источником механической энергии, необходимой для подачи газа из пласта до заданного пункта системы. При водонапорном режиме он помогает противодействовать внедрению в хранилище краевых и подошвенных пластовых вод, а также бороться с обводнением газовых скважин. Кроме того, буферный объем способствует поддержанию на заданном уровне дебитов скважин, так как от их величин зависит давление в пластовом резервуаре.

В газовом хранилище в отличие от газовой залежи различают обычно максимально допустимое, максимальное, минимальное и среднее давления.

Понятие м а к с и м а л ь н о д о п у с т и м о г о давления подразумевает наибольшее давление в хранилище, при котором возможна работа ПХГ при условии сохранения герметичности резервуара. Чем выше давление в хранилище, тем больше газа может в нем поместиться. Но повышать давление бесконечно невозможно. При некотором значении давление в пласте может превысить горно-статическое, покрышка может приподняться и разрушиться.

М а к с и м а л ь н ы м давлением является то наибольшее давление в хранилище, которое установлено на основе технико-экономических расчетов. В зависимости от конкретных условий оно может быть намного меньше максимально допустимого. Особенно это характерно для хранилищ, созданных в истощенных залежах, глубина которых составляет 1,5 — 2 км.

М и н и м а л ь н о е д а в л е н и е в хранилище также устанавливают на основе технико-экономических расчетов. Минимальное и максимальное давления могут не соответствовать (при подвижных пластовых водах) концу отбора и закачки газа.

С р е д н е е д а в л е н и е в хранилище также является расчетной величиной, его вычисляют на основе усреднения годовых замеров.

448

пределительньгх сетей и потребителей. Проектирование и ввод в действие каждого нового хранилища должны вестись с учетом работы уже существующей системы, реальных условий и экономики. Размещение, активная емкость, расход и тин хранилищ газа должны быть оптимизированы на основе экономики и перспективного плана развития ЕГСдЭту задачу можно решить при помощи разных методик, например по методике, разработанной во ВНИИГАЗе под руководством С. Н. Бузинова. Согласно этой методике система газоснабжения представлена совокупностью элементов, в каждый из которых входят газовый промысел, магистральный газопровод, подземное хранилище газа и потребитель. Ищут такое решение, которое при заданных условиях и ограничениях даст оптимальный вариант сочетания элементов и звеньев. Дчя подземного хранилища оптимизируемыми показателями служат активный объем, расход и размещение. Размещение хранилищ может быть и задано исходя из реальных возможностей.

Потребителем газа может быть и отдельный населенный пункт, и целый район страны. При расчетах предполагают, что для него известны график и сезонная неравномерность потребления газа. Сезонную неравномерность можно покрыть различными способами. Оптимальным вариантом считается тот, который дает минимум суммарных расчетных затрат.

При таком подходе к проблеме возможны случаи, когда неравномерность потребления частично или полностью покрывается пропускной способностью трубопроводов и газодобывающих предприятий.

Задача решается методом динамического программирования. Для каждого элемента составляются уравнение материального баланса и параметрическое уравнение давления, отражающее расчетные затраты на добычу, транспорт и хранение газа. Оптимизация системы начинается с последнего по потоку газа элемента.

12.3. Отличительные особенности эксплуатации хранилища от эксплуатации месторождения _____

Подземные хранилища газа в пористой среде представляют собой искусственную) газовую залежь, эксплуатируемую циклически; при этом основные показатели ее работы, изменяясь в течение года, остаются постоянными в средних значениях на протяжении ряда лет.

В это определение не входит период создания хранилища, который продолжается, как правило, несколько лет. Одно из существенных отличий при эксплуатации ПХГ от газового месторождения состоит в том, что в хранилище газодинамические процес-

447

12.4.Технология сбора и закачки газа

вподземное хранилище

Газ, предназначенный для хранения в ПХГ, сжимают (ком-примируют) компрессорами до необходимого давления. При сжатии газ нагревается и смешивается с парами технологического компрессорного масла. Сконденсированные на забое скважины пары масла способны обволакивать зерна песка, уменьшать сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это, в свою очередь, способствует уменьшению расхода закачиваемого газа, приемистости скважин, работающих на закачку и повышению давления нагнетания. Поэтому горячий газ перед закачкой в скважину охлаждают для исключения отслоения цементного камня от колонны труб и образования трещин в нем в целях уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре и обсадной колонне.

В процессе хранения газ всегда насыщается парами воды. При отборе с его потоком выносятся взвеси из частиц песка, глины и цементного камня. Поэтому газ, извлекаемый из хранилища, необходимо очистить от твердых взвесей и осушить от влаги.

По А. И. Ширковскому, наземное оборудование, включенное в технологическую схему сбора и обработки газа на ПХГ, предназначено для решения следующих задач:

обработка отбираемого газа до товарных кондиций в течение полного цикла отбора газа и подачи его в магистральный газопровод;

использование давления газа для получения товарных кондиций отбираемого из хранилища газа;

« дистанционное управление и автоматический контроль; соответствие требованиям охраны окружающей среды.

На рис. 12.4 показана типовая схема оборудования ПХГ, включающая компрессорные цехи, блоки осушки и очистки газа от механических примесей и масла, газораспределительные пункты и скважины. Компрессорные цехи оснащены компрессорами типа 10ГКМ и 10ГК, а также газомоторкомпрессорами типа 10ГКН. Для определения количеств закачиваемого и отбираемого из скважин газа, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора сооружают газораспределительные пункты. На их территории располагают сепараторы, отключающую арматуру и строят производственные помещения, где находятся регулирующие клапаны и расходомеры для каждой скважины.

Рассмотрим кратко технологический процесс закачки газа в хранилище. По отводному газопроводу диаметром 500 мм под давлением около 3 МПа газ, предварительно очищенный от взвешенных частиц и капельной влаги в вертикальных масляных пылеуловителях, направляют на прием газомоторных компрессоров

27

95

для улавливания капель ДЭГа, уносимых потоком газа. Насыщенный ДЭГ регенерируют при помощи перегретого пара в выпарной колонне. Влагу в виде пара отводят в атмосферу. Процесс осушки газа полностью автоматизирован. ДЭГ улавливается в сепараторах и из отбойников подается на регенерацию.

Наличие паров масла в сжатом газе и необходимость его охлаждения требуют строительства сложных, дорогостоящих установок и оборудования на территории ПХГ. Для удешевления и упрощения технологии подготовки газа к закачке и обработки отбираемого из хранилища газа целесообразно применять многоступенчатые центробежные нагнетатели. В качестве привода для центробежных нагнетателей часто применяют выработавшие летный ресурс авиационные двигатели.

12.5. Хранение газа в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях

Создание и дальнейшая эксплуатация подземного хранилища газа в пластах истощенных и выработанных месторождений природного газа и конденсата представляет собой сложную задачу, успешное решение которой предполагает комплексное использование данных промысловой геологии, геофизики, гидромеханики и экономического анализа.

Во многих случаях анализ перечисленных данных свидетельствует, что истощенные газовые месторождения являются наилучшими объектами для создания в них подземных хранилищ. К моменту, когда в выбранном месторождении становится целесообразным сооружение хранилища газа, объект является, как правило, полностью разведанным. При этом известны такие основные параметры:

геометрические размеры и форма площади газоносности; геолого-физические параметры пласта; пластовые начальные давление и температура;

состав газа и изменение во времени дебитов скважин; динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений; режим разработки месторождения; технологический режим эксплуатации;

состояние герметичности покрышки продуктивного пласта. На выбранном месторождении имеется определенный фонд

исправных добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа,

При проектировании строительства подземного хранилища в истощенном газовом месторождении определению и уточнению подлежат следующие показатели:

максимально допустимое пластовое давление; минимально необходимое давление в конце периода отбора;

объемы активного и буферного газов; число скважин для циклического нагнетания и отбора газа; ■ диаметр

и толщина стенок промысловых и соединительных газопроводов;

тип компрессорного агрегата для комплектования компрессорных станций и их суммарная мощность;

« тип и размер оборудования подземного хранилища для очистки газа от твердых взвесей при закачке его в пласт и осушке при отборе;

объем материальных затрат на хранение газа, срок окупаемости вложенных средств.

После анализа перечисленных показателей специалисты проводят ревизию технологического состояния скважин, оборудования устья, промысловых газопроводов, сепараторов; определяют виды ремонта, замены, а также необходимость строительства новых сооружений. Особое внимание при этом уделяют определению герметичности скважин, скорости и интенсивности процессов коррозии металлического промыслового оборудования и разработке мероприятий по борьбе с ней, комплексной автоматизации работы всех элементов оборудования подземного хранилища, охране окружающей среды и водоносных горизонтов.

При дальнейшей эксплуатации ПХГ, сооруженного на базе истощенного газового или газоконденсатного месторождения, проводят индивидуальные или групповые исследования скважин, которые во время отбора газа из ПХГ по методике, применяемым приборам и оборудованию

типа 10ГК для двухступенчатого сжатия. Далее газ поступает на установку маслоочистки, где последовательно проходит через четыре ступени очистки от компрессорного масла, неизбежно попадающего в поток газа при компримировании. На этих ступенях работают циклонные сепараторы горячего газа /, циклонные сепараторы охлажденного газа 2, пылеуловители 3, угольные адсорберы 4 и керамические фильтры 5.

Сепараторы предназначены для улавливания крупных частиц масла (от 20 до 30-Ю"6 м), более мелкие частицы задерживают в угольных адсорберах. В качестве сорбента при этом применяют активированный уголь, сформированный в виде цилиндров диаметром 3—4 мм высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент подвергают впоследствии паровой регенерации.

Окончательную очистку газа от мелкодисперсных масляных частиц осуществляют в керамических фильтрах, состоящих из трубок, изготовленных из фильтровального материала, один конец которых закрыт наглухо. Трубки помещают группами в специальный прочный корпус. Показателем загрязнения трубок является увеличение перепада давления на входе и выходе фильтра выше 0,03 МПа. Регенерацию фильтрующих трубок осуществляют обратной продувкой газом и промывкой растворителями.

Накопленный опыт эксплуатации сооружений по очистке газа от масла показал их достаточную эффективность. Так, в 1000 м3 газа, закачиваемого в пласт ПХГ после очистки, содержится не более 0,5 г компрессорного масла.

Пройдя эти технологические аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору на газораспределительный пункт (ГРП), где поток разделяют по отдельным скважинам и замеряют количество газа, закачиваемого в каждую скважину.

При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из ПХГ, может выноситься песок даже при небольших депрессиях (около 0,035 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину ее забой оборудуют специальными фильтрами или укрепляют призабойную зону вяжущими веществами.

Влага, которую улавливают на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости. Далее по газосборному коллектору газ поступает на установку осушки, откуда при температуре точке росы (-2 °С) попадает в газопровод.

Для осушки газа используют ДЭГ — диэтиленгликоль (см. гл. 8). Блок осушки состоит из котельной, трех контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и насосной установки. В контакторах газ проходит через слой ДЭГа, находящегося на тарелках. ДЭГ поглощает пары воды, а осушенный газ поступает в верхнюю часть контактора, где установлена специальная насадка

451

не отличаются от аналогичных исследований скважин на газовых месторождениях.

Обработка результатов исследований проводится по соответствующей инструкции. Исследования часто сопровождаются потерями газа в атмосферу, требуют определенного соотношения давлений до и после штуцера при испытании скважин с подачей газа в газопровод.

Промысловый опыт показывает, что возможно исследование скважин в процессе закачки газа в пласт при постоянных расходах закачиваемого газа в следующих случаях:

при небольшом изменении средневзвешенного по объему порового пространства пласта давления во времени;

при сравнительно постоянных объемных газонасыщенности пласта и газонасыщенной толщине за время исследований, такие условия могут быть созданы через некоторое время после начала закачки газа в пласт.(1,5 —2 мес).

Объем добитой нефти

Рис. 12.5, Типичные зависимости пластового давления— рт—и газового—фак- тора Г от объема добытой нефти: —ь—лы; -* Auj; -о- г,; -•

В скважину закачивают газ при постоянных, но различных расходах. Для каждого расхода газа образцовыми манометрами измеряют затрубное и буферное давления и температуру газа при установившемся режиме. Кроме того, по остановленной наблюдательной скважине, находящейся на удалении от скважин, через кото рые закачивают газ, определяют давление в пласте по замерам статических

давлений на устье скважины или путем измерений скважинными манометрами.

После работы скважины в течение 15 — 20 мин на установившемся режиме записывают показания и измеряют расход закачиваемого газа. По результатам исследований строят соответствующие графики, по которым определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Технологический режим работы скважин ПХГ в зависимости от режимов потребления газа при различных пластовых давлениях устанавливают на основе результатов группового исследования всех скважин, работающих на один сборный пункт.

12.6. Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях

В том случае, если подземное хранилище газа планируют создать на основе выработанного нефтяного или нефтегазового месторождения, необходимо получить информацию о составе нефти, остаточных насыщенностях пористой среды нефтью, газом и водой, а также газовых факторах. Анализ таких параметров позволяет оценить взаимодействие остаточной нефти и закачиваемого газа с точки зрения фазовых переходов

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ки газа в ловушку при помощи пьезометров измеряют положение статических уровней жидкости в скважинах, вскрывших выбранный объект для закачки газа, а также среднюю плотность жидкости в них. В случае если разница в приведенных к одной и той же плоскости отсчета напорах жидкости значительно превышает погрешности в замерах уровней и плотностей, можно полагать, что пласты между собой не сообщаются. Этот вывод подтверждается также тем, что состав солей, их массовое содержание в единице объема жидкости и состав растворенного в воде газа различны. Если приведенные к одной и той же плоскости отсчета давления солевой и газовый составы одинаковы, есть основания полагать, что эти пласты сообщаются между собой и кровля негерметична.

Наиболее точные сведения о герметичности покрышки можно получить при закачке газообразного агента в пласт (воздуха, природного газа из ближайшей залежи или газопровода). Для закачки воздуха в пласт используют передвижные компрессорные агрегаты. К преимуществам этого метода относится то, что при его осуществлении определяют герметичность кровли по газу, а депрессия и репрессия могут быть существенно больше, чем при откачках и закачках жидкости. Вследствие большого различия в вязкос-тях и плотностях газа и воды закачиваемый газ будет насыщать пласт небольшой толщины и распространяться на значительное расстояние по площади. При этом можно уменьшить число наблюдательных скважин для определения герметичности покрышки, а также сократить время для проведения исследования.

12.8. Подземное хранение газа в пустотах горных пород

Существует возможность сооружения подземных хранилищ газа в непроницаемых горных породах. По конструкции такое ПХГ представляет собой естественную или искусственно созданную емкость в отложениях каменной соли (пласты, массивы, штоки), непроницаемых или практически непроницаемых горных породах (гипс, ангидрит, гранит, глина), заброшенных шахтах, карьерах или других горных выработках. Существуют способы создания емкостей в плотных горных породах специальными методами, например ядерными взрывами.

В России из перечисленных типов ПХГ в непроницаемых горных породах наиболее распространены хранилища, созданные в отложениях каменной соли. Возможность создания таких хранилищ и их экономическая целесообразность основываются на специфических условиях залегания каменной соли и ее физико-химических свойствах. Отложения каменной

458

соли в осадочных породах, как правило, значительны по размерам. Каменная соль устойчива, непроницаема, нерастворима в углеводородных жидкостях, но хорошо растворима в воде.

Залежи каменной соли встречаются в виде пластов и штоков, толщина которых достигает нескольких километров. В России отложения каменной соли встречаются во многих центральных областях, в Сибири, Башкирии и многих других местах. При давлении 15—20 МПа и повышенной температуре соль становится пластичной и способна течь. Это свойство соли определяет отсутствие в ней на достаточной глубине пор и трещин. При этом соль легко растворима в воде.

При сооружении хранилищ газа в пустотах соляных отложений необходимым является наличие достаточно мощной и однородной толщи соли (20 — 40 м и более), залегающей на технологически приемлемой глубине. В непосредственной близости от проектируемого хранилища должны быть объекты по утилизации или безопасному захоронению рассола. Кроме того, необходимым условием является наличие необходимых объемов технической воды и энергии.

Подземные хранилища в каменной соли занимают малую площадь и не представляют большой опасности, поэтому их можно размещать достаточно близко от тех объектов, для снабжения которых они сооружены.

При ПХГ в соляных отложениях основным методом сооружения полости в каменной соли является размыв соли водой через специально пробуренные скважины. При этом возможны два метода размыва. Первый состоит в том, что каверна постоянно заполнена водой, рассол отбирают снизу емкости, а свежий растворитель подают в верхнюю часть полости.

Второй способ характеризуется тем, что каверна заполнена жидкостью лишь частично, а размыв идет за счет подачи воды в каверну в виде струй. Вода стекает по стенкам камеры и насыщается солью, при этом раствор откачивается снизу погружными насосами.

Расчетная глубина создаваемой полости зависит от того продукта, который в ней предполагают хранить. Для хранения природного газа емкость должна находиться на достаточно большой глубине. Только при этом в ней можно поддерживать высокое давление и, следовательно, хранить в заданном объеме большое количество газа. Очевидно, что в одном и том же объеме в емкости, находящейся на глубине, например, 1000 м, можно хранить в 10 раз больше газа, чем на глубине 100 м. При учете отклонения от законов для идеального газа разница возрастет еще на 10—15 %.