Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Инновационные технологии подземного хранения газа в выработанных газовых месторождениях. Монография
.pdf
а
б
12
30
10
8
/(сут м)
3
6
4
Q/L, тыс. м
2
0
0 50 100 150 200
L, м
1 6 22 31
в
10
9
8
7
/(сут м)
3
6
5
Q/L, тыс. м
4
3
2
0 50 100 150 200 250 300
L, м
1 6 22 31
25
20
/(сут м)
3
15
10
Q/L, тыс. м
5
0
0 50 100 150 200
L, м
1 6 22 31
г
25
20
15
/(сут м)
3
10
Q/L, тыс. м
5
0
0 50 100 150 200 250 300
L, м
1 6 22 31
Рис. 19. Распределение удельного дебита по стволу ГС
с течением времени по вариантам:
а – длина горизонтального ствола 200 м, постоянное забойное
давление – 21,2 МПа; б – длина горизонтального ствола – 200 м,
постоянное забойное давление – 16, 2 МПа; в – длина горизонтального
ствола – 300 м, постоянное забойное давление – 21,2 МПа; г – длина
горизонтального ствола – 300 м, постоянное забойное давление – 16,2 МПа
71
давление в стволе с течением времени уменьшается менее
интенсивно, на что влияет увеличение ствола скважины и
более плавное изменение дебита. Кроме того, удельный дебит меньше по сравнению с предыдущим случаем (рис. 19),
так как напряжение на пласт меньше.
Распределение удельного дебита по стволу ГС с течением времени по вариантам представлено
на рис. 19. Характер изменения удельного дебита вдоль скважины можно объяснить следующим образом. При частичном вскрытии пласта
ГС вдоль ствола можно выделить три зоны притока флюида.
В зонах входа в продуктивный пласт и окончания ствола
происходит движение флюидов к скважине со всех направлений. К срединному участку ствола приток
происходит только радиально относительно оси скважины. Поэтому в пределах этого участка локальное давление в пласте падает быстрее, чем в граничных зонах относительно всего ствола. Таким
образом, увеличение притока к скважине на краях ствола объясняется потенциально большим объемом флюидов, приходящихся на единицу длины, и большей зоной дренирования
.
На рис. 20 показано изменение забойного давления и
дебита ГС с течением времени по вариантам.
Согласно расчетам изменение забойного давления
практически не отличается друг от друга в рассмотренных
случаях с длиной 200 и 300 м с одинаковыми режимами эксплуатации ГС (рис. 20а,б и рис. 20в,г). Прирост дебита за
счет увеличения
пуска 18,4% для P
чае постоянного P
ствола на 100 м составил через день после
= 21,2 МПа, через месяц – 15,3%. В слу-
з
= 16,2 МПа прирост дебита оказался
з
11,2% в течение первого дня работы скважины, через месяц –
13,3%. Таким образом, с точки зрения эффективной эксплуа-
тации ГС, длина ствола 300 м является более предпочтительной, чем 200 м. Однако в конечном счете при выборе окончательного решения необходимо сопоставлять затраты на
строительство ГС и прибыль от реализации
дополнительной
добычи газа.
72
а
б
26
2500
26
3500
25
24
P, МПа
23
22
21
010203040
t, сут
Pзаб, МПа Qг, м3/сут
в
25.5
25
24.5
24
23.5
23
P, МПа
22.5
22
21.5
21
0 10203040
t, сут
Pзаб, МПа Qг, м3/сут
2100
1700
1300
900
500
2500
2300
2100
1900
1700
1500
1300
1100
900
700
24
22
/сут
3
P, МПа
20
Q, тыс. м
18
16
0 10203040
t, сут
Pзаб, МП а Qг, м3/сут
г
26
24
22
/сут
3
P, МПа
20
Q, тыс. м
18
16
0 10203040
t, сут
Pзаб, МП а Qг, м3/сут
3100
2700
2300
1900
1500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
Рис. 20. Изменение забойного давления и дебита ГС
с течением времени по вариантам:
а – длина горизонтального ствола – 200 м, постоянное забойное
давление 21, 2МПа; б – длина горизонтального ствола – 200 м,
постоянное забойное давление – 16,2 МПа; в – длина горизонтального
ствола – 300 м, постоянное забойное давление – 21,2 МПа; г – длина
горизонтального ствола – 300 м, постоянное забойное давление – 16,2 МПа
/сут
3
Q, тыс. м
/сут
3
Q, тыс. м
73
Приведенные некоторые методы интенсификации
притока газа используются при проектировании эксплуатации ПХГ с повышенными суточными отборами из высокопродуктивных скважин.
5.5. Совершенствование системы контроля
за эксплуатацией ПХГ
Эксплуатация ПХГ представляет собой сложный технологический процесс, зависящий от многих факторов. При
этом совершенствование технологии и поддержание стабильной циклической эксплуатации ПХГ неразрывно связано
с совершенствованием представлений о процессах, протекающих в газонасыщенных пластах-коллекторах.
Выбор решений по объему исследовательских работ в
значительной мере определяется достоверностью геологогеофизических и промысловых
данных. Анализ получаемой
информации позволяет разработать и внедрить в производство обоснованные научно-технические решения, эффективно
воздействующие на процесс формирования искусственной
(техногенной) газовой залежи.
Комплекс параметров, контролируемых в технологических процессах закачки и отбора газа, определяется геологическим строением, типом и свойствами коллекторов, режимом и системой эксплуатации (размещение скважин
по
площади, избирательный характер вскрытия продуктивной
толщи, применение селективной технологии и т.д.).
Основными параметрами процесса создания искусственной газовой залежи являются: давление, температура, газонасыщенная мощность и коэффициент газонасыщенности,
эффективные толщины, фазовые проницаемости газа и воды,
характер, состав и соотношение флюидов в продукции скважин и т.д.
74
ГЛАВА VI
ПРОГРАММА РАБОТ
ПО ПОДЗЕМНОМУ ХРАНЕНИЮ ГАЗА
В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
6.1. Увеличение суточной производительности ПХГ
Подземное хранение газа в ОАО «ГАЗПРОМ» играет
важную роль в надежности газоснабжения потребителей газа
в Российской Федерации и при поставках газа на экспорт
(рис. 21). Отбор газа из российских ПХГ в отдельные периоды достигает величины порядка 550 млн м
3
и сопоставим с
поставками газа на экспорт в страны дальнего зарубежья.
В суточном разрезе отбор газа из российских ПХГ достигает
величины 22–25% от величины суточного баланса в Единой
системе газоснабжения (ЕСГ) страны, а активный объем газа
(без долгосрочного резерва) составляет 11,5% от объема добычи ОАО «Газпром».
Важное направление, которому уделяется приоритет
ное внимание в ОАО «ГАЗПРОМ», – это наращивание суточной производительности ПХГ. Предыдущая программа,
так называемая «Программа-550», нацеливала на увеличение
производительности ПХГ до величины соответственно
550 млн м
3
(рис. 22).
За период действия Программы-550 введены в эксплуатацию 2 новых объекта подземного хранения газа:
– Карашурское ПХГ в Удмуртии;
– Мусинское ПХГ в Башкирии.
-
75
Дек.02
Дек.02
ПХГ
Дек.02
Ноя.02
Ноя.02
Окт.02
Окт.02
Сен.02
Сен.02
Авг.02
Авг.02
Июл.02
Июл.02
Июл.02
Экспорт в СНГ
Общие поставки газа
Экспорт в дальнее зарубежье
ПХГ
150%%
125%
100%
75%
50%
Потребление в РФ
25%
0
Июн.02
Июн.02
Май.02
Май.02
Апр.02
Апр.02
Ма
р.02
Ма
р.02
Фев.02
Фев.02
Янв.02
Янв.02
Янв.02
Рис. 21. Роль хранилищ газа в регулировании неравномерности газопотребления
76
3
500
400
300
200
100
Производительность, млн.м
0
Октябрь
Рис. 22. Программа-550. Максимальная суточная
производительность в сезоне отбора 2004–2005 гг.
Ноябрь
Декабрь
Январь
Февраль
Март
Апрель
Большое внимание уделялось автоматизации технологических процессов подземного хранения газа, на многих
станциях ПХГ внедрялось АСУ.
Другой проблемой явилось старение основных фондов
ПХГ. Возраст отельных станций приблизился к 50 годам, поэтому также выполнялось планомерное выполнение реконструкции действующих мощностей ПХГ, зачастую происходило не только замещение морально и физически устаревши х
мощностей
, но и строительство новых, с большей производительностью. Ввиду того что расширение действующих
ПХГ – это самый экономичный путь, то основной прирост
производительности был достигнут за счет реконструкции
(с расширением) действующих ПХГ.
На настоящем этапе основными зонами, в которых
ощущается нехватка мощностей ПХГ, являются СевероЗападный, Центральный и Уральский регионы и
юговосточные области Западной Сибири (рис. 23). Новые задачи
по развитию ПХГ стоят при создании новых центров добычи
в Восточной Сибири и поставках газа в Китай.
77
78
Рис. 23. Схема расположения ПХГ в России
Проблемы надежного газоснабжения потребителей
Северо-Западного региона будут решаться следующим
образом:
−
дальнейшее расширение Невского ПХГ до вели-
чины активного объема 2,0 млрд м
−
участие в эксплуатации и расширении Инчукалн-
3
;
ского ПХГ с хранением в нем объемов газа, необходимых
для потребителей Псковской области РФ;
−
создание в пригороде Санкт-Петербурга пиковой
установки по сжижению и хранению СПГ;
−
создание ПХГ в Ленинградской и Вологодской об-
ластях, где в настоящее время развернуты геологоразведочные работы на водоносные структуры.
Предварительные проработки по пиковой установке
СПГ показали, что проект может быть экономически оправданным несмотря на то, что по удельным показателям на
единицу активного объема газа пиковая установка СПГ на
порядок дороже
, чем расширение Невского ПХГ для целей
сглаживания пиковой потребности потребителей г. СанктПетербург. Однако с учетом соединительного газопровода,
который требуется для увеличения подачи из Невского ПХГ,
пиковая установка СПГ становится экономически оправданной. Обоснование инвестиций в этот проект в настоящее
время находится на стадии разработки.
Для решения проблем по Центральному
региону по-
требуется проведение мероприятий:
−
увеличение суточной производительности Каси-
мовского ПХГ со 100 до 130 млн м
−
выведение на проектные показатели Увязовского
3
;
ПХГ;
−
проведение реконструкции на Калужском с увели-
чением суточной производительности и внедрением мультицикличного режима эксплуатации.
79
Также возможно строительство пикового ПХГ в солях
в районе г. Тулы (Новомосковское).
Все эти, а также и другие мероприятия вошли в программу работ до 2010 г., которую можно образно назвать
«Программой-700», потому что она нацелена на достижение
в сезоне отбора 2010/2011 гг. величины суточной производительности порядка 700 млн м
3
(рис. 24).
800
758,1
700
3
600
млн. м
500
Суточная производительность,
400
568
550
520,0
503,5
477,0
470,5
2004/05 2006/07 2008/09 2010/11
599,8
549,3
612,8
561,0
490,2
656,5
592,0
498,9
706,6
637,2
528,4
683,6
551,3
588,1
На начало
сезона
На середину
сезона
Средняя
декабрьфевраль
Рис. 24. Динамика суточной производительности ПХГ, млн м
(без учета пиковых установок СПГ)
3
38,7% всех инвестиций в развитие ПХГ и расширение
действующих ПХГ планируется выделить на реконструкцию
действующих хранилищ, 30% инвестиций будет вложено в
строительство новых ПХГ (рис. 25):
– Волгоградского, Калининградского, Березниковского в Пермской области, Тульского (Новомосковского) (в кавернах каменной соли);
– Беднодемьяновского (Центральный коридор газопроводов), Шатровского (Уральский регион), Арбузовского
80
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]