Лекция 14. ВИДЫ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА 

 

14.1 Хранение газа в истощенных или частично выработанных  газовых и газоконденсатных месторождениях

 

Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказы­ваются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны геометриче­ские размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давления и температура, со­став газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герме­тичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд добивающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые со­оружения для получения товарного газа.

Параметры ПХГ, определяемые при проектировании

1)          макси­мально допустимое давление;

2)          минимально необходимое дав­ление в конце периода отбора;

3)          объемы активного и буфер­ного газов;

4)          число нагнетательно-эксплуатационных скважин;

5)          диаметр м толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов;

6)          тип компрессорного агрегата для КС;

7)          об­щую мощность КС;

8)          тип и размер оборудования подземного хранилища для очистки газа от твердых взвесей при закачке его в пласт и осушки при отборе;

9)          объем дополнительных ка­питальных вложений, себестоимость хранения газа, срок оку­паемости дополнительных капитальных вложений.

При эксплуатации ПХГ количество отбираемого газа опреде­ляют по графику газопотребления. Число добывающих скважин, необходимое при отборе газа, определяют с учетом среднесуточного отбора газа из храни­лища, типа подземного хранилища, крепости породы газона­сыщенного коллектора, технологического режима эксплуатации скважин, схемы размещения скважин на площади газонос­ности. Необходимое число скважин и компрессоров рассчитывают для двух наиболее трудных периодов работы подъемного хра­нилища:

1)    пикового периода отбора газа (декабрь или январь);

2)    конечного периода отбора газа из хранилища (март — апрель).

В первом случае максимальный отбор газа осуществляется при высоком давлении, во втором случае расход отбираемого газа из хранилища меньше и давление газа в хранилище в этот период минимально.

 

14.2 Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях

 

Опыт эксплуатации нефтяного месторождения позволяет получить необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. Факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объемы добытой нефти, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свой­ства нефти, газа и воды.

Рисунок 14.1 - Графики зависимости из­менения пластового давления и газового фактора  от объема до­бытой нефти

 

 

При проектировании необходимо:

-         тщательно обследовать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные сква­жины,

-         изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования,

-         реконструировать промысловые газопроводы,

-         постро­ить новые установки для очистки и осушки газа,

-         пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины.

 

В процессе подземного хранения газа в частично выработан­ном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к за­боям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пла­ста на поверхность.

Нагнетательные скважины целесообразно размещав в сводовой части структуры, добывающие — в пони­женных частях.

Общий объем газа в хранилище скла­дывается из трех частей:

-         объема свободного газа в газовой шапке;

-         объема газа, растворенного в остаточной нефти

-         окклю­дированного (рассеянного в виде отдельных пузырьков в массе нефти) газа.

 

14.3 ПХГ в водоносных структурах

 

При проектировании ПХГ в ловушках водонасыщенных коллекторов существует опасность потерь газа через кровлю хранилища, каналы в цементном камне за колонной скважин, тектонические нарушения горных пород и другие возможные пути миграции газа.   Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо:

-         доказать герметичность кровли ловушки,

-         рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора,

-         определить остаточную водонасыщенность при вытеснении воды газом,

-         измерить или вычислить объемную газонасыщенность обводненной зоны при отборе газа,

-         определить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин,

-         изучить прочность газонасыщенного коллектора

-         разработать мероприятия по укреплению призабойной зоны скважин.

 

Определение герметичности кровли ловушки

До начала закачки газа в ловушку при помощи пьезографов измеряют положение статических уровней жидкости в скважи­нах (или напоров, если скважины переливают), вскрывших выб­ранный объект для закачки газа, и среднюю плотность жидкости в них. Если разница в приведенных к одной и той же плоскости отсчета напоров (давлений) жидкости суще­ственно 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 плоскости отсчета давления, солевой и газовый составы одинаковы, есть основания полагать, что эти пласты сообщаются между собой.

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.

При закачке и отборе воздуха из скв. 1, 3 и 5 фиксируют изменения давления (уровня) в скв. 2, 4, 6 и 7 (см. рис.14.2).  Если скв. 2, 4, 6, 7 не реагируют на изменение давления в пласте II, покрышка ловушки считается герметичной.

Для изучения путей движения газа в пласте используют различные инертные газы, отличные от компонентов остаточного пластового газа. В качестве инертных газообразных компонентов применяют азот, гелий, аргон, криптон, пропилен, бутилен, и др. В некоторых случаях используют радиоактивные газообразные индикаторы, например, криптон и ксенон.

 

14.4 Хранение жидких и газообразных продуктов в пустотах непроницаемых горных пород.

 

ПХГ создают в отложениях каменной соли (пласты, мас­сивы, штоки), в непроницаемых или практически непроницае­мых горных породах, таких как гипс, ангидрит, гранит, глина и др., в заброшенных шахтах, карьерах или других горных вы­работках, в плотных горных породах специальными методами (ядерные взрывы и др.). Хранимые продукты могут находиться в газообразном (при­родный газ, этан, этилен и др.) или жидком (пропан, бутаны, бензин, дизельное топливо и др.) состоянии.

Из ПХГ всех типов в непроницаемых горных породах наиболее распространены хранилища в отложениях каменной соли. Около 90 % всех хранимых продуктов размещены в таких хранилищах. Химический состав галита: 39,39 % Na и 60,61 % С1. Молекулярная масса 58,44, плотность 2100—2200 кг/м³. Галит бесцветен, прозрачен и имеет стеклянный блеск. В зависимости от вида и количества при­месей соль окрашивается в желтый, розовый, красный, бурый, коричневый и зеленый цвет. Месторождения каменной соли широко распространены. Глубина залегания камен­ной соли изменяется от нескольких метров до 2500 м.

Размыв емкостей каменной соли осуществляется через буро­вые скважины пресной или слабо минерализованной водой. Применяют два метода размыва.

-         Циркуляционный — путем закачки пресной или слабо минерализованной воды и выдавливания на поверхность насы­щенного рассола (закачку и отбор проводят через одну, две или несколько скважин)

-         Струйный (или орошение), когда размыв проводят при помощи струи воды, направляемой на соляные  отложения (стенку камеры) в не заполненном жидкостью пространстве с подачей рассола на поверхность погружными насосами или путем вытеснения его сжатым воздухом.

Технологическая   схема   и режим   эксплуатации   ПХГ зависят     от цели хранения: регулирование суточных, сезонных или заводских  колебаний  потребления  топлива,  сырья   или   готовой  продукции.  Хранимый продукт при его отборе вытесняют из емкости рассолом, газообразными агентами или другими продуктами. Наиболее распространены технологические схемы эксплуа­тации ПХГ с применением жидкого рабочего агента.

Рисунок 14.3 - Схема эксплуатации подземного хранилища сжиженных газов в отложениях каменной соли. 1 — подземная емкость; 2—железнодорожная эстакада; 3 — продуктовые насосы; 4 — установка осушки газа; 5 — компрессор; 6 — конденсатор; 7 — сборник конденсата; 8 — рассолохранилище; 9 — насосы для перекачки рассола. I- трубопровод жидкой фазы: II — трубопровод паровой фазы; III — рассольный тру­бопровод

 

Осн: 1[280-293], 2[438-470]

Доп: 6[219-229], 9[196-203].

 

Контрольные вопросы:

1.     В каких пластах могут сооружаться ПХГ?

2.     Почему истощенные газовые месторождения во многих случаях оказы­ваются наилучшими объектами для создания в них ПХГ?

3.     Из каких частей скла­дывается общий объем газа в хранилище, сооруженном в истощенном нефтяном месторождении?

4.     Как производят определение герметичности кровли ловушки?

5.     Методы размыва емкостей каменной соли

6.     Объясните схему эксплуатации ПХГ.