Обустройство и эксплуатация подземных хранилищ газа на примере Невского ПХГ Новгородской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗАВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»

Институт урбанистики, архитектуры и строительства

Кафедра: «Геоэкология и инженерная геология»

Курсовая работа

по дисциплине «Обустройство подземных хранилищ газа»

на тему: «Обустройство и эксплуатация подземных хранилищ газа на примере Невского ПХГ Новгородской области»

Астафьев Андрей Николаевич

Саратов, 2021 г.

Вариант 3

по курсовому проектированию по дисциплине «Обустройство подземных хранилищ газа» студенту 4 курса группы Б1-НФГД ипу-42

Астафьев Андрей Николаевич.

Тема проекта: «Обустройство и эксплуатация подземных хранилищ газа на примере Невского ПХГ Новгородской области»

Исходные данные к проекту ____материал сайта http://ugs.gazprom.ru/_, курс лекций___ Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):

Введение.

1. Характеристика подземного хранилища газа.

1.1 Физико-географические условия расположения ПХГ.

1.2 Геологическое строение ПХГ.

2. Оборудование подземного хранилища газа.

2.1 Особенности эксплуатации ПХГ.

2.2 Описание технологической схемы закачки и отбора газа из подземного хранилища газа.

2.3 Основное технологическое оборудование ПХГ.

3. Расчет количества эксплуатационных скважин.

Исходные данные к расчету:

Необходимо определить количество эксплуатационных скважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,8 млрд. м³ и производительностью 38 млн. м³/сут. На старой промплощадке в настоящее время работает 27 скважин.

- средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ: 1,64 км;

- диаметр проходного сечения шлейфа D: 130 мм;

- среднее давление на устье скважины р_н: 48,4 кг/см²;

- среднее давление на входе в блок сепарации р_к: 33,2 кг/см²;

- средняя температура грунта t_гр: -3,0 ^оС;

- средняя температура газа на устье скважины t_н: +5,0 ^оС;

- средняя температура газа на входе в блок сепарации t_к: +4,0 ^оС;

- средний суточный расход одного шлейфа Q: 0,442935 млн. м³/сут.

4. Правила эксплуатации подземного хранилища газа.

Заключение

Список использованных источников

Используемая литература.

Дата выдачи задания _________________________________________

Срок сдачи студентом законченного проекта ____________________ Руководитель проекта________Фокин С.В._______________________ Задание принял к исполнению (подпись, дата)_____________________



1. Характеристика подземного хранилища газа

1.1 Физико-географические условия расположения ПХГ

Общие сведения о географическом положении и характеристиках Невского ПХГ приводятся в работе. Объектом хранения газа является относительно тонкий (толщина 2-12 м) сложенный песчаником I гдовский пласт, входящий в состав гдовского горизонта (толщина 48-102 м) и примыкающий к его подошве. Рассматривался промежуток геологического времени длительностью 650-680 млн лет от момента формирования гдовского горизонта до современного этапа. 3D-палеогеомеханическая история Невского ПХГ изучается в выбранные моменты, соответствующие завершению формирования последующих за гдовским горизонтов, для которых имеется геологическая информация. Для построения 3D-палеоструктур и определения напряженно-деформированного состояния горных пород использовались глубины и абсолютные отметки в скважинах для следующих стратиграфических подразделений: гдовский горизонт (средняя абсолютная отметка кровли 898 м; возраст 650-680 млн лет); котлинский горизонт (765 м), ломоносовская свита (742 м; 580 млн лет), тискреский горизонт (633 м), тремадокский ярус (580 м), среднеордовикский горизонт (388 м), пярнуско-наровский горизонт (340 м; 385 млн лет), швентойский горизонт (157 м), бурегский горизонт (70 м; 370 млн лет). МЕТОДИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ Создание 3D-палеогеомеханической модели заключается в использовании палеоструктурных построений для определения смещений точек пласта (целевого объекта) на протяжении выбранного промежутка времени, а именно - на границах отдельных геологических этапов вплоть до современного. По найденным смещениям методами физики прочности находят деформации и напряжения в горной породе, а также области трещиноватости и улучшенных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Главное преимущество 3D-палеогеомеханической модели по сравнению с традиционными гео механическими моделями заключается в учете действия тектонических сил, по своей величине сравнимых или даже превышающих силы, связанные с весом вышележащих горных пород. Подробно техника 3D-палеогеомеханического моделирования изложена в работах на примере гдовского горизонта Невского подземного хранилища газа (ПХГ). В силу новизны методики публикации по 3D-палеогеомеханической модели в отечественной и зарубежной литературе отсутствуют. Отмечается эффективность нового метода для разработки месторождений и эксплуатации ПХГ, в том числе для размещения эксплуатационных скважин в областях с улучшенными ФЕС породы пласта-коллектора, определения путей миграции флюидов, решения проблем при бурении и заканчивании скважин, а также для определения дизайна и проведения гидроразрыва пласта и т.д. В настоящей работе с помощью разработанной 3D-палеогеомеханической модели проследим более подробно историю формирования гдовского горизонта Невского ПХГ. Поставлена практическая задача определения закономерностей формирования структурной ловушки объекта хранения газа - I гдовского пласта и кровли гдовского горизонта, а также закономерностей и динамики образования областей улучшенных ФЕС породы пласта-коллектора для совершенствования эксплуатации Невского ПХГ. В целях оптимизации расчетной сетки будем использовать условную систему координат, повернутую на 45° против часовой стрелки в горизонтальной плоскости относительно традиционной системы координат.

1.2 Геологическое строение ПХГ

Рассмотрим изменение формы кровли I гдовского пласта Невского ПХГ в течение промежутка времени начиная с момента формирования гдовского горизонта (650-680 млн лет назад) до современного этапа. Максимальный перепад отметок кровли составляет 29,5 м. В кровле I гдовского пласта сформировались два купола: первый - с амплитудой 3 м в юго-западной части Невского ПХГ, второй - с амплитудой 5 м в северо-восточной части хранилища. К моменту завершения формирования котлинского горизонта форма кровли I гдовского пласта существенно изменяется. Величина максимального перепада отметок кровли достигает 44,4 м. Структурная ловушка в северо-восточной части Невского ПХГ расформировывается, тогда как в юго-западной части хранилища сохраняется небольшой купол амплитудой 6 м. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В дальнейшем при переходе от одного геологического этапа к другому кровля I гдовского пласта претерпевает существенные изменения. Структурные ловушки могут как образовываться, так и расформировываться в различных областях пласта-коллектора. К моменту завершения формирования бурегского горизонта (370 млн лет назад, предшествующего современному этапу, многократно происходила существенная перестройка формы кровли I гдовского пласта. При этом структурная ловушка, образованная в основном двумя крупными куполами, формировалась не там, где она находится на современном этапе, а в северо-восточной части Невского ПХГ. Амплитуда перепада отметок кровли I гдовского пласта составляет 77,8 м, а амплитуда куполов - 21,0 м. Существенные изменения формы кровли происходят на всем протяжении рассматриваемого отрезка геологической истории территории Невского ПХГ, что справедливо как для I гдовского пласта, так и для включающего его гдовского горизонта. Таким образом, характер формирования гдовского горизонта и I гдовского пласта на всем протяжении их развития нельзя считать унаследованным, поскольку схожести формы кровель при переходе от одного геологического этапа к другому не наблюдается. Форма кровли I гдовского пласта Невского ПХГ на момент завершения формирования бурегского горизонта ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ №7 | 771 | 2018 г. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА МОДЕЛЬ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА Очередное существенное изменение формы кровли I гдовского пласта наблюдается при переходе от момента завершения формирования бурегского горизонта к современному этапу. Купола ловушки, существовавшие в северо-восточной части Невского ПХГ на момент завершения формирования бурегского горизонта, расформировываются. Образуется современная структурная ловушка - объект хранения газа Невского ПХГ, состоящая из нескольких куполов, протянувшихся с юго-запада на северо-восток. Величина максимального перепада отметок кровли I гдовского пласта составляет 79,8 м, а амплитуда структурной ловушки, замкнутой в рассматриваемой области, - 17,5 м. Форма кровли I гдовского пласта, примыкающего к подошве гдовского горизонта, характеризуется начальной неоднородностью на момент завершения формирования данного горизонта. Как часть гдовского горизонта, I гдовский пласт «жестко» связан с ним. Целесообразно сравнить динамику кровли объекта хранения газа на ПХГ I гдовского пласта с динамикой кровли гдовского горизонта, вмещающего этот пласт, в характерные моменты, определяемые формированием последующих за гдовским горизонтов, вплоть до современного этапа. При этом наблюдается схожесть формы кровель гдовского горизонта и I гдовского пласта. На протяжении рассматриваемого отрезка геологической истории гдовский горизонт деформируется, и вместе с ним деформируется входящий в его состав I гдовский пласт. Схожесть формы их кровель на границах одних и тех же геологических этапов объясняется тем, что масштаб начальной неоднородности формы кровли I гдовского пласта, как правило, существенно меньше масштаба вариаций формы гдовского горизонта по мере формирования последующих за ним горизонтов. В качестве примера, иллюстрирующего указанную закономерность, форма кровли гдовского горизонта Невского ПХГ на момент завершения формирования бурегского горизонта. Таким образом, можно констатировать, что как современная кровля гдовского горизонта, так и структурная ловушка I гдовского пласта Невского ПХГ являются новыми образованиями, сформировавшимися на современном этапе.

2. Оборудование подземного хранилища газа

хранилище газ скважина подземный

К основному оборудования подземных хранилищ газа относятся:

· - подземный резервуар

· - обсадная колонна

· - холодильник

· - маслоотбойник

· - компрессор

· - узел замера газа

· - фильтр сепаратор

· - пылеуловитель

· - установка осушки газа

· - сепаратор

· - теплообменник

Газовые сепараторы являются обязательным оборудованием в технологических линиях на предприятиях добычи и хранения природного газа, нефтегазодобывающих, перерабатывающих и химических предприятиях. Они выполняют функцию предварительной очистки природного или попутного нефтяного газа от механических примесей, конденсата, нефти, капельной влаги перед последующей его переработке или перед транспортировкой по магистральным трубопроводам. Также они входят в состав установок предварительной подготовки газа и нефти, устройств очистки газа, систем сброса воды.

Обсадная колонна - предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания (иногда сваривания). Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, изготовляются в основном из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые с раструбным концом).

Теплообменные аппараты подразделяются:

· - по назначению: на теплообменники (Т), холодильники (X), конденсаторы (К), испарители;

· - конструктивно: на аппараты с неподвижными трубными решетками (тип Н), с температурным компенсатором на кожухе (тип К), с плавающей головкой (тип П) и с U-образными трубами (тип У);

· - по типу применяемых труб: гладкие трубы (Г), трубы с накатными кольцевыми канавками - диафрагмированные трубы (Д).

Кожухотрубчатые теплообменники представляют собой аппараты, выполненные из пучков труб, скрепленных при помощи трубных решеток и ограниченных кожухами и крышками с патрубками.

Трубное и межтрубное пространства в аппарате разобщены, а каждое из них может быть разделено перегородками на несколько ходов. Для повышения эффективности теплообмена оборудование может комплектоваться разнообразными интенсификаторами теплообмена, устанавливаемыми как в трубное пространство, так и в межтрубное.

Внутреннее устройство теплообменного аппарата зависит от проводимого в аппарате процесса и подбирается индивидуально под условия Заказчика. В аппаратах, предназначенных для проведения теплообменных процессов между газами, в межтрубном пространстве могут быть установлены специальные перегородки для увеличения турбулентности газового потока и повышения эффективности теплообмена.

В составе инженерных сооружений ПХГ входят газовые скважины, компрессорные станции, системы газопроводов, а также очистки и осушки газа. Главным условием разработки ПХГ - герметичность. Скважины имеют автоматические забойные клапаны, исключающие фонтанирование. Для предотвращения газовых утечек осуществляется постоянный контроль над давлением, насыщенностью газа, соленым составом вод, составом растворенных газов. На герметичность покрышки природного резервуара или скважин поступления и откачки газа подлежит тщательному исследованию почвенно-газовая и водно-газовая съемка

2.1 Особенности эксплуатации ПХГ

В процессе создания хранилища часть газа захватывается в пласте-коллекторе, чтобы создать необходимое давление. Этот газ называется буферным. Его объем составляет приметно половину от всего газа, закачиваемого в хранилище. Газ, который потом будут извлекать из ПХГ, называется активным или рабочим газом.

Соляные пещеры являются идеальными по герметичности резервуарами. В подходящем по высоте пласте каменной соли бурятся скважины. Затем в них подается вода, в соляном пласте вымывается полость необходимого объема. Соляной купол не только непроницаем для газа - соль обладает способностью самостоятельно «заживлять» трещины и разломы.

Рис. 1

Закачка газа - это его нагнетание в искусственную газовую залежь при заданных технологическим проектом показателях. Газ из магистрального газопровода поступает на площадку очистки газа от механических примесей, затем на пункт замера и учета газа, затем в компрессорный цех, где компримируется. При необходимости газ очищают от компрессорного масла, а затем подают на газораспределительные пункты (ГРП) по коллекторам. На ГРП общий газовый поток разделяется на технологические линии, к которым подключены шлейфы скважин. Обвязка технологических линий позволяет измерить производительности каждой скважины, температуру и давление газа при закачке.

Процесс хранения включает системный технологический, геологический и экологический контроль за объектом хранения газа и созданными производственными фондами.

Отбор газа из подземного хранилища является практически таким же технологическим процессом, как и добыча из газовых месторождений, но с одним существенным отличием: весь активный (товарный) газ отбирается за период от 60 до 180 суток. Проходя по шлейфам, он поступает на газосборные пункты, где собирается в газосборный коллектор. Из него газ поступает на площадку сепарации для отделения пластовой воды и механических примесей, после чего направляется на площадку очистки и осушки. Очищенный и осушенный газ поступает в магистральные газопроводы.

Общие требования по эксплуатации ПХГ

Техническое обустройство ПХГ обеспечивает бесперебойное функционирование технологических процессов закачки, хранения и отбора газа.

ПХГ включают: комплекс производственных зданий крупногабаритных установок; один или несколько цехов ГПА, газовый промысел с газосборными пунктами, внутрипромысловыми трубопроводами и комплексом скважин с подземным и устьевым оборудованием; установки подготовки газа, с распределительными, измерительными и регулирующими устройствами, газопровод подключения к МГ; системы автоматического контроля, защиты и управления; отопительное, химреагентное и другие вспомогательные хозяйства.

Задачи служб и основных производственных бригад, сферу их деятельности определяют в соответствии с положениями, утвержденными руководством службы ПХГ.

Функции и обязанности эксплуатационного персонала регламентируют типовые положения, должностные инструкции и руководство по обслуживанию и эксплуатации оборудования и агрегатов, составленные с учетом конкретных условий выполнения технологических операций и на основании типовых структур, утвержденных эксплуатирующая организация (ЭО).

Эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-454-2010, ПБ 08-83-95, ПБ 08-621-03.

Изменение режима эксплуатации ПХГ выполняют по распоряжению Центрального производственно-диспетчерского департамента (ЦПДД).

Организация эксплуатации

Создание и эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-454-2010, ПБ 08-621-03, ПБ 08-83-95 и включают следующие стадии:

· - разведку структуры для создания ПХГ, включающую сейсмические исследования, структурное бурение, разведочное бурение скважин, промыслово-геофизические, гидродинамические (гидроразведка), геохимические и др. исследования;

· - разработку технологического и технического проектов создания ПХГ;

· - бурение скважин;

· - пусконаладочные работы на промплощадке до полного вывода всего комплекса на проектный режим эксплуатации;

· - опытно-промышленную эксплуатацию ПХГ;

· - циклическую эксплуатацию ПХГ;

· - оформление горного отвода, получение соответствующих разрешений и лицензий.

При выполнении подготовительных работ перед вводом в эксплуатацию ПХГ, созданных в истощенных месторождениях, в процессе опытно-промышленной закачки газа в водоносный пласт или соляные каверны, все смонтированные на территории ПХГ технологические установки, коммуникации и эксплуатационные скважины испытывают на прочность и на величину пробного давления согласно методам, определенным в соответствующих документах, на герметичность и работоспособность при максимальных и минимальных значениях параметров. Наземное оборудование и технологические трубопроводы проходят базовое техническое диагностирование.

На стадии эксплуатации ПХГ технической частью работ на основных производственных объектах ПХГ руководит главный инженер (технический руководитель), геолого-промысловой частью - главный геолог. Техническое и методическое руководство работами в производственных цехах и на газовом промысле осуществляют начальники служб и подразделений в соответствии с должностными инструкциями, а также соответствующими инструкциями и руководствами по обслуживанию оборудования, составленными применительно к конкретным условиям эксплуатации ПХГ.

2.2 Описание технологической схемы закачки и отбора газа из подземного хранилища газа

Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается компрессорами до необходимого давления. В процессе сжатия газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла.

Сконденсированные на забое скважины пары масла обволакивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою очередь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давления нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре, обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания отрыва цементного камня от колонны и образования трещин в нем, т.е. для сохранения герметичности скважин.

В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т.д.). Поэтому во многих случаях извлекаемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осушается от влаги.

Рис. 2

Схемой предусмотрены компрессорные цехи, блоки осушки газа и очистки его от механических примесей и масла, газораспределительные пункты (ГРП) и скважины. Компрессорные цехи оснащены компрессорами типа 10ГК и 10ГКМ, а также газомотокомпрессорами типа 10ГКН. Для замера количества газа, закачиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора построены газораспределительные пункты, на которых установлены на открытой площадке сепараторы, отключающая арматура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расходомеры для каждой скважины.

Закачка газа

По газопроводу-отводу диаметром 500 мм под давлением 2,5-3,6 МПа газ, предварительно очищенный от взвешенных твердых частиц и капельной влаги в вертикальных масляных пылеуловителях, направляется на прием газомоторных компрессоров типа 10ГК, для компримирования в две ступени. Затем он поступает на установку очистки от компрессорного масла, где последовательно проходит через четыре ступени очистки: циклонные сепараторы (горячий газ); циклонные сепараторы (охлажденный газ); угольные адсорберы и керамические фильтры.

В сепараторах улавливаются крупные частицы масла (20-30 мкм), а более мелкие - в угольных адсорберах. Сорбентом служит активированный уголь в форме цилиндриков диаметром 3-4 мм и высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент регенерируют при помощи пара.

Самая тонкая очистка от мелкодисперсных масляных частиц осуществляется в керамических фильтрах, имеющих определенные коэффициенты проницаемости и пористости. Керамический фильтр состоит из трубок, изготовленных из фильтрующего материала, один конец которых наглухо закрыт. Трубки помещены группами в прочный корпус. Показатель загрязнения трубок - увеличение перепада давления на входе и выходе фильтра свыше 0,027 МПа. Регенерацию фильтрующих трубок осуществляют путем обратной продувки, промывки растворителями твердых и жидких частиц. Опыт эксплуатации сооружения по очистке газа от масла показал их достаточную эффективность. В 1000 м³ газа, закачиваемого в пласт после очистки, содержится 0,4-0,5 г масла.

Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору на ГРП, где его поток разделяется по скважинам и замеряется количество газа, закачиваемого в каждую скважину.

Отбор газа

При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из хранилища, может выноситься песок даже при очень небольших депрессиях (0,03-0,04 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину забой ее оборудуют специальными фильтрами или призабойную зону укрепляют вяжущими веществами.

Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости.

Далее по газосборному коллектору газ поступает на установку осушки, откуда при точке росы -2° попадает в магистральный газопровод. Для осушки газа используют диэтиленгликоль (ДЭГ). Блок осушки состоит из котельной, двух-трех контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и насосной.

В контакторах газ барботирует через слой 94%-ного ДЭГа, находящегося на тарелках. ДЭГ поглощает пары воды, а осушенный газ поступает в верхнюю часть контактора, где установлена специальная насадка 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, необходимость охлаждения его требуют строительства сложных и 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 можно использовать авиационные двигатели АИ-20, НК-12М.

То обстоятельство, что расчетная по учетным данным и смоделированная по результатам геофизических наблюдений динамика ГПО меняет знак и практически совпадает, и не проявляется выраженная тенденция к снижению максимальных давлений из года в год на тот же объем газа в пласте, позволяет сделать вывод об отсутствии потерь газа.

Кроме того, возможно сделать следующие важные выводы по полноте контроля за работой хранилища:

· вывод об адекватности системы наблюдений и достаточности объёмов геофизических исследований, проводимых в рамках регламентных работ с целью контроля эксплуатации ПХГ;

· вывод об адекватности созданной геологической модели хранилища.

Таким образом, объем геофизических исследований, выполненных по спецпрограмме, показал корректность геологических представлений об объекте, что заложено в геологическую и гидродинамическую модель. Также можно констатировать, что регламентированный объем ГИС и плотность системы наблюдений достаточны для решения задач контроля за распространением газовой залежи.

Таким образом, методика решения вопроса об адекватности системы наблюдений за контролем эксплуатации ПХГ заключается в следующем. Разрабатывается и реализуется специальная программа дополнительных геофизических исследований по утверждённой системе наблюдений, в сезоне закачки, или отбора. На основе геофизических данных на каждый период замеров выполняются расчёты ГПО объёмным методом на геологической модели. Вычисляется разница изменения ГПО от начального замера. Аналогичные расчёты проводятся на гидродинамической модели, но основываясь на учётных данных объёмов закачанного, или отобранного газа. Производится сравнительное сопоставление динамики ГПО, рассчитанного по обоим методам. В случае близких результатов и отсутствия систематического тренда, возможно сделать вывод об адекватности контроля распространения газовой залежи в пласте коллекторе. Предложенную методику целесообразно выполнять единожды для принятой схемы эксплуатации ПХГ, и повторять при изменении параметров эксплуатации, или технологических показателей ПХГ.

Если в динамике ГПО расхождения значительны и имеют однонаправленный характер, необходимо принимать меры по выявлению и контролю новых опасных направлений растекания газа.

Задача оценки возможности ухода газа за замыкающую изогипсу при эксплуатации хранилища в режиме, отличающемся от проектного, решается на основе постоянно действующей геолого-технологической модели. Так, для Касимовского ПХГ выполнены расчеты по оценке возможности эксплуатации хранилища с объемами отбора 7 млрд. м.куб., что меньше проектного, и увеличения объемов отборов до 11 млрд. м3 газа (при условии ввода 44 новых дополнительных скважин). Рассматривалось влияние различных объемов отборов на растекание залежи и риски ухода газа за замыкающую изогипсу. По результатам расчетов установлено, что при длительной эксплуатации хранилища с объемом отбора меньше проектного, происходит растекание залежи. В связи с теплыми зимами в последние годы из ПХГ фактически отбирается объем газа существенно меньше, чем проектный. Эксплуатация хранилища в таком режиме приводит к снижению пластового даквления, сокращению «полки» максимальной суточной производительности и росту ГПО. По результатам расчетов, при эксплуатации с отборами 7 млрд. м.куб. ГПО вырастет на 10%. Возникает опасное направление растекания, на 4-5 год возникает риск ухода газа в районе осложняющего купола.

Для хранилищ, созданных в тектонически-экранированных ловушках, возможная структура потерь газа рассмотрена на примере Невского ПХГ, созданного в водоносном пласте поднятого блока. Геолого-технологическое моделирование и комплексный анализ геофизических исследований и промысловых данных по скважинам опущенного и поднятого тектонических блоков показал сложный характер гидродинамической связи этих блоков. На основе фазового отставания реакции скважин, размещенных за разломом, и сопоставления амплитуд давления в опущенном и поднятом блоках, установлена проницаемость нарушения по подстилающей газовую залежь водоносной зоне. При этом, на удалении от разлома данная зона не является коллектором. Выявлено, что оттеснение подошвенной воды из поднятого блока, где расположен объект эксплуатации, в опущенный блок происходит нерегулярно, при достижении достаточно высокого пластового давления и высоких темпах закачки. В этом случае латеральное оттеснение воды в поднятом блоке не успевает обеспечивать высвобождение газонасыщенного порового объема требуемыми темпами. Такой тип сообщаемости блоков охарактеризован как переток по дезинтегрированной зоне. Геологическое моделирование выявило интервалы примыкания вышезалегающих коллекторов опущенного блока к объекту эксплуатации поднятого блока, а также интервалы, в которых коллектор опущенного блока соединяет между собой через разлом два примыкающих коллектора поднятого блока (рисунок 6). Такие случаи названы в диссертационной работе как переток примыкания и транзитный переток.

Невское подземное хранилище газа (Невское ПХГ), располагается в Крестецком районе Новгородской области и на сегодняшний день является самым крупным хранилищем газа на северо-западе России. Ресурсы ПХГ, пополняемые в летнее время, позволяют осуществлять регулярную поставку газа за рубеж и, при этом, не допустить снижения объемов потребления газа в регионе в течение 100 самых холодных дней зимы

В России ПХГ сооружаются в водоносных структурах и в истощеных месторождениях. На территории Российской Федерации расположены 25 подземных хранилищ газа с сумарной активной емкостью 65.2 млрд кубометров.

Невское ПХГ является неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположено в основных районах потребления газа. Главная особенность, которая отличает данное хранилище, заключается в возможности его расширения путем наращивания объемов хранения газа в водонасыщенных пластах песчаника. Построенное в 1970-х годах, хранилище продолжает расширятся и обустраиваться. Показатели по объемам газа составляют 750 млн м³ активного газа и 1,250 млрд м³ буферного газа

Невское ПХГ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, снижать пиковые нагрузки в Единой системе газоснабжения и обеспечивать гибкость и надежность поставок газа. Сеть подземных хранилищ газа осуществляет в отопительный период от 20% до 40% поставок газа на российский рынок, а также на экспорт.



3. Расчет количества эксплуатационных скважин

Расчетная часть

Рассчитаем количество эксплуатационных скважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,8 млрд. м³ и производительностью 38 млн. м³/сут. (Q)

На старой промплощадке в настоящее время работает 27 скважин.

- Средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ l_э 1,64 км;

- Диаметр проходного сечения шлейфа d=120 мм;

- Среднее давление на устье скважины р_н, = 42,4 кг/см²;

- Среднее давление на входе в блок сепарации р_к: 32,2 кг/см²;

- Средняя температура грунта t_гр: -3,9 ^оС;

- Средняя температура газа на устье скважины t_н +5,7 ^оС;

- Средняя температура газа на входе в блок сепарации t_к +3,9 ^оС;

- Средний суточный расход одного шлейфа q 0,342935 млн. м³/сут.

Для расчётов температуры и давления газа необходимо перевести в абсолютные величины:

Т_гр = (t_гр + 273,15) К; (1)

Т_н = (t_н + 273,15) К; (2)

Т_к = (t_к + 273,15) К; (3)

Р_н = (р_н+ 1) кг/см²; (4)

Рк = (р_к+ 1) кг/см². (5)

Расчёт коэффициента гидравлической эффективности (Е).

1. Определим среднее давление в трубопроводе по формуле (6):



; (6)

кг/см²

2. Определим предельное давление в трубопроводе, приведенное к критическому значению по формуле (7):

, (7)

где Р _кр= 47,281 кг/см² - критическое давление в трубопроводе.

3. Определим среднюю температуру транспортируемого газа по формуле (8):

; (8)

K

4. Определим температуру газа в трубопроводе, приведенную к критическому значению по формуле (9):

(9),



где Т _кр= 193,119 - критическая температура транспортируемого газа, К.

;

К

5. Определим коэффициент сжимаемости газа по формуле (10):

, (10)

где:

тогда

6. Определим коэффициент гидравлического сопротивления теоретический () по формуле (11):

(11)

где диаметр проходного сечения шлейфа D, мм

7. Определим коэффициент гидравлического сопротивления фактический () по формуле (12):

(12)



где k² _факт - коэффициент шероховатости трубопровода определяем по формуле:

Дв - коэффициент трения -0,56

тогда

8. Коэффициент гидравлической эффективности шлейфа Е определим по формуле (13):

(13)

Расчёт коэффициентов гидравлического сопротивления и гидравлической эффективности «среднего» шлейфа выполнен для одного фактического режима работы шлейфов. В динамике все величины непрерывно меняются. Кроме того, расход газа по шлейфам напрямую зависит от перепада между давлением пласта и создавшимся давлением на замерном узле (в зависимости от режима работы газотранспортной системы). Причём эти зависимости при отборе и закачке разные

На новой промплощадке ПХГ проектируем шлейфы Д_у300 мм. Исходя из того, что газ из ПХГ идёт с влагой, и возможны гидратообразования, принимаем для новых шлейфов такую же эффективность. Давление газа на устье скважин для расхода 47 м³/сут равно р_н = 42,4 кг/см² (при неизменном давлении газа на входе в блок сепарации). Для упрощения расчётов, температуры газа (начальную и конечную) и грунта для шлейфа Д_у300 мм принимаем такие же, как и в расчёте шлейфа Д_у мм (из условия).

Расчёт необходимого количества шлейфов и скважин Ду 300, мм

1. Определим коэффициент гидравлического сопротивления теоретический () шлейфа Д_у, мм по формуле (14):

(14)

= 0,0128

2. Определим коэффициент гидравлического сопротивления фактический () шлейфа Д_у, мм по формуле (15):

(15):

=0,9343

3. Определим суточный расход одного шлейфа Д_у, мм мм по формуле (16):

(16)



=3,871 млн м³/сут

4. Необходимое количество шлейфов для суточного расхода определится по формуле (17):

(17)

Так как для статических замеров один раз в декаду шлейфы поочерёдно выключаются из работы, для стабильного расхода газа из ПХГ необходимо 12+1=13 шлейфов и 13 скважин. Двенадцать новых шлейфов Д_у300 мм смогут заменить 49 старых шлейфа Д_у150 мм по производительности на тех же режимах работы.



4. Циклическая эксплуатация подземных хранилищ газа

1. Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с выхода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до консервации (ликвидации) хранилища.

2. Эксплуатацию наземного оборудования ПХГ осуществляют в соответствии с действующими нормативными документами.

3. Эксплуатацию объекта хранения газа осуществляют в соответствии с технологическим проектом ПХГ, Режимом эксплуатации ПХГ, обеспечением объектного мониторинга недр, при наличии ИБД, геологической и технологической модели ПХГ.

4. Расчет режима эксплуатации ПХГ проводится в соответствии с технологической моделью хранилища на планируемый сезон закачки (отбора) газа, который согласовывается и утверждает в установленном порядке.

5. Режим эксплуатации ПХГ содержит:

- анализ подготовки хранилища к предстоящему сезону закачки (отбора) газа;

- динамику изменения основных технологических показателей на планируемый период закачки (отбора) газа;

- график зависимости максимальной суточной производительности хранилища от пластового давления в объекте хранения.

6. При циклической эксплуатации организация (разработчик) технологического проекта ПХГ не реже одного раза в 5 лет разрабатывает Обеспечение объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - Обеспечение) (приложение А), согласованное с территориальными органами Госгортехнадзора России, в котором предусматривает все виды наблюдений и исследований, необходимые для обеспечения безопасной эксплуатации хранилища в соответствии с утвержденными проектными показателям.

7. Не реже одного раза в 5 лет по результатам работ, проведенным в соответствии с обеспечением, организация (разработчик) выполняет Анализ эксплуатации ПХГ (далее - Анализ), где разрабатывает рекомендации по обеспечению циклической эксплуатации в соответствии с технологическим проектом ПХГ.

8. Анализ включает следующие разделы:

- введение, где указывают основание для постановки и выполнения работы, состояние объекта, объем и последовательность выполненных работ, краткое содержание основных разделов и ответственные исполнители;

- краткая геолого-гидродинамическая характеристика объекта, состояние изученности, фонд скважин, схема обустройства и основные проектные и достигнутые технологические показатели эксплуатации;

- анализ адекватности геологической и технологической модели ПХГ;

- фактические показатели закачки (отбора) газа по объекту в целом, действующему фонду скважин, водному фактору, выносу песка, состоянию подземного и наземного оборудования;

- анализ показателей закачки (отбора) газа, производительности скважин, сопоставление их с проектными или утвержденными на данный сезон;

- оценка баланса газа, затрат газа на собственные технологические нужды (далее - СТН);

- результаты работ по контролю герметичности, изменению газонасыщенности, распространению газонасыщенного контура, обводнению эксплуатационных скважин, заколонным и межколонным газопроявлениям, промысловым исследованиям;

- анализ проведенных геофизических, геохимических, газодинамических и других исследований на ПХГ;

- оценка состояния ИБД;

- выводы и предложения, рекомендации по дальнейшей эксплуатации объекта, совершенствованию ИБД, геологической и технологической модели эксплуатации. По результатам анализа разработчик дает заключение о соответствии проектных и фактических показателей эксплуатации ПХГ и необходимости их корректировки.

9. Анализ рассматривается пользователем недр, а результаты оформляют протоколом, после чего принятые рекомендации внедряют на ПХГ.

10. Замеры и учет расхода общего количества закачиваемого (отбираемого) газа проводят соответствующие службы ПХГ.

11. При эксплуатации ПХГ осуществляют постоянный расчет (замер) затрат газа на собственные технологические нужды (далее - СТН), результаты которых регистрируют в ИБД и учитывают при ведении баланса газа в объекте хранения. Затраты газа на СТН определяют на основании согласованных Госгортехнадзором России и утвержденных методик.

12. Ведение баланса газа в объекте хранения (с учетом затрат газа на СТН) осуществляет геологическая служба ПХГ.

13. Организация, ведущая авторский надзор за эксплуатацией ПХГ на основе технологической модели осуществляет контроль за балансом газа в газохранилище и оценивает возможные пластовые потери.

14. При значительном расхождении расчетных и учетных данных объема газа в объекте хранения проводят анализ причин отклонений, разрабатывают мероприятия по их устранению и вносят поправки в систему ведения баланса газа на ПХГ.

15. Скорректированный объем газа в объекте хранения и пластовые потери рассматриваются и утверждаются в установленном порядке.

16. Энергосбережение на ПХГ осуществляют в соответствии с концепцией энергосбережения на ПХГ и программой энергосбережения на ПХГ.

17. В период эксплуатации ПХГ мероприятия по энергосбережению состоят в сокращении затрат ТЭР при эксплуатации наземного оборудования и предотвращении (утилизации) возможных потерь газа.

18. Раз в год пользователь недр проводит анализ выполнения программы энергосбережения на ПХГ, проводит оценку фактических и планируемых (на следующий год эксплуатации) СТН и рассчитывает показатели энергоэффективности ПХГ по природному газу, тепло- и электроэнергии в соответствии с утвержденными методиками и положениями. По результатам анализа разрабатывают мероприятия по энергосбережению на перспективу.

19. При нарушении герметичности объекта хранения эксплуатацию хранилища приостанавливают до разработки мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации ПХГ (далее - мероприятий), согласования с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждения в установленном порядке.

20. В мероприятиях приводят анализ возможных причин нарушения герметичности ПХГ, программу необходимых исследований по выявлению причин перетока газа и перечень мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации ПХГ.

21. Решение о дальнейшей эксплуатации хранилища принимается пользователем недр на основе результатов внедрения мероприятий при наличии согласования Госгортехнадзора России.

22. В период циклической эксплуатации ПХГ геологическая служба дополняет ИБД информацией о текущих технологических параметрах хранилища, проведенных исследованиях и наблюдениях.



Заключение

В настоящее время в России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции:

· регулирование сезонной неравномерности газопотребления;

· хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;

· регулирование неравномерности экспортных поставок газа;

· обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в ЕСГ;

· Создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств при добыче или транспортировке газа.

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа.

На территории Российской Федерации расположены 27 объектов подземного хранения газа, из которых 8 сооружены в водоносных структурах, 2 в отложениях каменной соли^[1] и 18 - в истощенных месторождениях.

В пределах ЕСГ РФ действует двадцать подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях: Песчано-Уметское, Елшано-Курдюмское (два объекта хранения), Степновское (два объекта хранения), Кирюшкинское, Аманакское, Дмитриевское, Михайловское, Северо-Ставропольское (два объекта хранения), Краснодарское, Кущевское, Канчуро-Мусинский комплекс ПХГ (два объекта хранения), Пунгинское, Совхозное, с введением в строй газопровода Краснодарский край - Крым в состав системы включится и крымское Глебовское ПХГ.

7 созданы в водоносных пластах: Калужское, Щелковское, Касимовское, Увязовское, Невское, Гатчинское, Удмуртский резервирующий комплекс (два объекта хранения).



Список использованных источников

1. Mansson L., Marion P. The lrc concept and the demonstration plant in Sweden - a new approach to commercial gas storage.

2. Miles D. Helium storage in Cliffside field. - U.S.: Bureau of Mines, Amarillo, Tex.

3. USGS Minerals Yearbook 2007 Helium, U.S. Department of the Interior, U.S. Geological Survey.

4. Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006.

5. Бузинов С.Н. Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы. CD-ROM Издательство: М.: ВНИИГАЗ 2008 г. ISBN?5-89754-049-7;

6. Казарян В.А. Подземное хранение газов и жидкостей. Регулярная и хаотическая динамика. - М.: Институт компьютерных исследований, 2006.

7. Каширская Е.О., Молчанов С.А., Николаев В.В. Гелий: получение, ожижение, хранение, транспортирование, рынок сбыта. - М.: ИРЦ Газпром, 1997.

8. Книжников А.Ю., Пусенкова Н.Н. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России. - ИМЭМО РАН и Всемирный фонд дикой природы (WWF) России, 2009.

Размещено на Allbest.ru