ЛЕКЦИЯ №2. ПХГ в пористых и проницаемых коллекторах

Подземное хранение газа и жидкостей проектируется в естественных пористых и проницаемых коллекторах, а также в непористых и непроницаемых горных породах.

В большинстве случаев в районах крупных центров газопотребления нет частично выработанных газовых или нефтяных залежей, пригодных для создания ПХГ. Однако в геологическом разрезе пород этих районов почти всегда имеются водонасыщенные пласты в, в ловушках которых возможно создание ПХГ.

Для закачки н отбора газа необходимо пробурить опреде­ленное число скважин, построить сооружения для очистки газа от твердых и жидких примесей при закачке и осушке его от воды перед подачей потребителю. Как правило, нагнетательные (эксплуатационные) скважины бурят в сводовой части, наблюдательные – на крыльях складки.

Повышение давления при закачке газа в пласт способствует сокращению сроков строительства ПХГ, уменьшению числа нагнетательных скважин, кроме того, в процессе хранения приводит к увеличению объема хранящегося газа н дебитов скважин, увеличению бескомпрессорного периода подачи газа потребителю из хранилища и повышению коэффициента нефтеотдачи при подземном хранении газа в выработанных нефтяных пластах, уменьшению мощности КС при отборе газа.

Однако при чрезмерном повышении давления возможны различные вредные последствия: раскрытие существующих или образование новых трещин в кровле хранилища, подземные потери газа, взрывы и пожары в зданиях при скоплении в них газа, образование кристаллогидратов углеводородных газов в скважинах. Важное значение имеет также темп возрастания давления в подземном хранилище: чем меньше темп возрастания давления, тем на большую величину можно повысить давление.

Максимально допустимое давление, в подземном хранилище зависит от глубины залегания пласта и размеров площади газоносности; объемного веса пород над площадью газоносности; структурных и тектонических особенностей пласта, его кровли, а также пластов над кровлей; прочности, плотности и пластичности кровли пласта.

Создание ПХГ обычно происходит без осложнений при изменении градиента давления до 0,0154 МПа/м, т. е. при превышении нормального гидростатического давления в 1,54 раза. Верхним пределом давления в некоторых случаях считается горное давление на глубине залегания хранилища. Установлено, что при наличии глинистой покрышки толщиной более 5 м максимально допустимое давление может превышать гидростатическое на глубине залегания хранилища в 1,3 – 1,5 раза.

При повышении давления в пласте выше начального гидростатического на кровле подземного пласта возникает перепад давления, что иногда может оказаться достаточным, чтобы преодолеть «пороговое» давление, создаваемое капиллярными силами в перовых каналах небольшого радиуса. В этом случае начнется вытеснение воды газом из поровых каналов и покрышка потеряет герметичность.

Цели подземного хранения газа

Современная система дальнего газоснабжения в общем случае состоит из сложного и дорогостоящего комплекса промышленных сооружений:

1) источников газа (газовых, газоконденсатных или газоконденсатных с нефтяной оторочкой месторождений;

2) установок для очистки, осушки газа, добычи конденсата и подготовки газа к транспорту;

3) установок использования энергии пластового давления для получения холода, механической работы, электроэнергии;

4) конденсатоперерабатывающего завода;

5) магистрального газопровода;

6) подземного хранилища газа;

7) городской газораспределительной сети.

Сооружения системы дальнего газоснабжения характеризуются крупными начальными капитальными вложениями, сложным разнообразным оборудованием, большими затратами материалов (особенно стали и цемента) и энергии.

Все сооружения системы дальнего газоснабжения во время эксплуатации представляют неразрывное целое. Нарушение технологического режима эксплуатации одного элемента системы приводит к нарушению технологических режимов работы других звеньев. Каждый элемент системы дальнего газоснабжения считается рациональным тогда, когда получаются наилучшие технико-экономические показатели по всей системе дальнего газоснабжения – в целом.

Подземные хранилища газа обеспечивают в основном следующее.

1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время.

Потребление природного газа потребителями различных групп характеризуется неравномерностью по временам года (лето, зима), по месяцам, неделям, суткам и часам суток. Особенно велика неравномерность сезонного газопотребления, связанная с использованием газа для отопления газопечными установками, домовыми и районными котельными, ТЭЦ, котельными промышленных предприятий.

Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления называется отношение фактического месячного потребления газа Q_iм к среднемесячному Q_см:

k_iм=Q_iм/Q_см

где Q_cм=Q_г/12; Q_г – объем годового потребления газа, м³.

Объем газа, используемый в зимнее время для отопления жилых и промышленных зданий, изменяется от 9 до 15 % от объема годового потребления.

Отношение максимального месячного потребления газа к среднему изменяется от 1,3 до 1,5:

к_imax= 1,3…1,5; к_imin=0,6…0,8.

Таким образом, необходимо создание подземного хранилища газа, в котором будет храниться летний избыток газа, а зимой его можно выдавать потребителю при ритмичной работе магистрального газопровода со среднегодовой производительностью.

Объем газа для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления можно рассчитать тремя методами:

1) по числу градусодней недостатка температуры и количеству теплоты, необходимой на один градусодень недостатка температуры;

2) по нормам расхода газа на отопление по всем категориям потребителей;

3) по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления.

2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.

Приближенно капитальные вложения (в руб.) в магистральный газопровод Кмг и компрессорные станции Ккс можно записать в виде следующего уравнения:

К_о=К_мг+К_кс=с×Q^3/4×P₁/(P₁²–P₂²)^3/8+с₁×Q^3/8/(P₁²–P₂²)^3/16+n×0,0052×а×lg(P₁/P₂)+К₁

где с=2,47×b×[L^0,5/38]^3/4×L/(2×R_z), c₁=l×L×[L^0,5/38]^3/4, Р₁, Р₂ – давления на выкиде и приеме компрессорных станций (КС) соответственно; n – число КС; K₁ – капитальные вложения, независимые от Q; β, λ – укрупненные показатели [3]; L – расстояние между КС; Rz – допускаемое напряжение на разрыв материала труб.

Если подземного хранилища нет, в уравнении для К₀ вместо Q подставляют максимальное среднесуточное потребление газа Q_max в самый холодный месяц (декабрь, январь); если подземное хранилище есть – среднесуточное потребление газа за год Q_c. Поскольку Q_max>Q_c, при отсутствии ПХГ капитальные вложения в магистральный газопровод и КС будут больше (на 20 – 30 % по сравнению с расчетом по Q_c).

Для газопровода длиной 1000 км с пропускной способностью 10 млн. м³/сут экономия капитальных вложений при расчете на постоянную среднегодовую подачу Qc в десять раз превышает затраты на сооружение ПХГ, а доля затрат на хранение газа в общих затратах потребителя для большинства районов – составляет 8 – 10 %.

3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений МГ с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности КС, близком к единице.

При отсутствии подземного хранилища газа мощность системы транспорта газа используется не полностью (на 80 – 85 %). При равномерной работе источников газа и магистрального газопровода с постоянной среднегодовой подачей и коэффициентом использования установленной мощности, близким к единице, число эксплуатационных скважин на газовом промысле и общее число компрессоров на компрессорных станциях магистрального газопровода может быть снижено на 15 %.

При строительстве ПХГ для действующих газопроводов можно увеличить коэффициент загрузки МГ и объём перекачиваемого потребителю газа.

4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны;

5. Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования.

6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.

7. Создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки. Нефтяной газ поступает на завод неравномерно по месяцам года. Потребление продукции завода по месяцам года тоже неравномерное по различным причинам. Завод работает со среднегодовой производительностью. При временном затруднении с реализацией готовой продукции (очищенного газа и газового "бензина'') газобёнзиновый завод должен останавливаться, что связано с крупным ущербом для народного хозяйства.

8. Уменьшение мощности завода по очистке от H₂S и СО₂ и производству газовой серы. При наличии ПХГ такой завод рассчитывается на среднегодовой расход, при отсутствии хранилища – на максимальный среднемесячный зимний расход.

9. Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом. ПХГ, как правило, сооружаются вблизи трассы МГ и потребителей.

Если в геологическом разрезе имеется несколько пластов, благоприятных для создания в них ПХГ, выбор объекта определяется на основе сравнения технико-экономических показателей. Предположим, что геолого-физические параметры пласта-коллектора одинаковы (форма и размеры структуры, толщина, пористость, проницаемость и т. д.). Чем меньше глубина залегания пласта, тем больше должен быть объём остаточного газа для создания одного и того же давления на устье скважины и тем больше число эксплуатационных скважин. В этом случае не всегда необходимо строить КС для закачки газа в пласт, но она нужна для подачи газа потребителю.

В каждом конкретном случае имеется только одна экономически выгодная глубина для сооружения ПХГ. благоприятный интервал глубин изменяется от 400 до 700 м.

В большинстве случаев в районах крупных центров газопотребления нет частично выработанных газовых или нефтяных залежей, пригодных для создания ПХГ. Однако в геологическом разрезе пород этих районов почти всегда имеются водонасыщенные пласты, в ловушках которых можно создать ПХГ.

Для закачки и отбора газа необходимо пробурить определенное число скважин, построить сооружения для очистки газа от твердых и жидких примесей при закачке и осушке его от воды перед подачей потребителю. Как правило, нагнетательные (эксплуатационные) скважины бурят в сводовой части, наблюдательные – на крыльях складки.

Повышение давления при закачке газа в пласт способствует сокращению сроков строительства ПХГ, уменьшению числа нагнетательных скважин, кроме того, в процессе хранения приводит к увеличению объема хранящегося газа и дебитов скважин, увеличению бескомпрессорного периода подачи газа потребителю из хранилища и повышению коэффициента нефтеотдачи при подземном хранении газа в выработанных нефтяных пластах, уменьшению мощности КС при отборе газа.

Однако при чрезмерном повышении давления возможны различные вредные последствия: раскрытие существующих или образование новых трещин в кровле хранилища, подземные потери газа, взрывы и пожары в зданиях при скоплении в них газа, образование кристаллогидратов углеводородных газов в скважинах. Важное значение имеет также темп возрастания давления в подземном хранилище: чем меньше темп возрастания давления, тем на большую величину можно повысить давление.

Максимально допустимое давление в подземном хранилище зависит от глубины залегания пласта и размеров площади газоносности; объемного веса пород над площадью газоносности; структурных и тектонических особенностей пласта, его кровли, а также пластов над кровлей; прочности, плотности и пластичности кровли пласта.

Создание ПХГ обычно происходит без осложнений при изменении градиента давления до 0,0154 МПа/м, т. е. при превышении нормального гидростатического давления в 1,54 раза. Верхним пределом давления в некоторых случаях считается горное давление на глубине залегания хранилища. Установлено, что при наличии глинистой покрышки толщиной более 5 м максимально допустимое давление может превышать гидростатическое на глубине залегания хранилища в 1,3 – 1,5 раза.

При повышении давления в пласте выше начального гидростатического на кровле подземного пласта возникает перепад давления, что иногда может оказаться достаточным, чтобы преодолеть «пороговое» давление, создаваемое капиллярными силами в перовых каналах небольшого радиуса. В этом случае начнется вытеснение воды газом из поровых каналов, и покрышка потеряет герметичность.

Буферный газ в подземном хранилище

Общий объем газа в подземном хранилище делится на две ча­сти: активный (рабочий) и буферный (остаточный). Активный газ – объем, ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ. Буферный газ – объем, который постоянно находится в ПХГ во время его эксплуатации.

Буферный газ предназначен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при этом давлении еще обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, соблюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления; а также для уменьшения продвижения воды в хранилище; увеличения дебитов скважин; уменьшения степени сжатия газа на КС.

Чем больше объем буферного газа, тем больше давление в хранилище и дебит отдельных скважин, меньше общее число скважин для отбора газа из хранилища и степень сжатия газа на КС подземного хранилища при подаче его потребителю.

Объём буферного газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища, технологического режима эксплуатации скважин и давления газа на головке скважин в конце периода отбора газа. Это давление, в свою очередь, зависит от потребителя (МГ, сажевый, цементный или металлургический комбинаты), длины, диаметра и пропускной способности соединительного газопровода, давления в его конечной точке.

Объём буферного газа можно определить из уравнения: Q_б=W_к× ×z_ат/( ×Р_ат)

где Ω_к – объём порового пространства газонасыщенного коллектора, м³; – средневзвешенное по объёму порового пространства пласта давление в ПХГ в конце периода отбора газа.

Если подземное хранилище образовано в ловушке крепко сцементированного пласта большой толщины, то во время его работы подошвенная вода будет передвигаться вверх при отборе газа и вниз при закачке. Объём газонасыщенной части залежи будет изменяться. Часть газа в конце периода отбора остается в необводненной, другая – в обводненной части коллектора. Режим эксплуатации ПХГ при этих условиях называется упруго водонапорным.

Предположим, что газонасыщенный коллектор представлен прочными, сцементированными породами. Он не ограничивает дебит отбираемого из скважины газа. Однако в этом случае на контакте газ – вода при отборе газа давление будет распределено неравномерно. Наименьшее давление будет под забоем скважины. Ранее плоская (до начала отбора газа) горизонтальная поверхность контакта газ – вода будет деформироваться, образуя под забоем скважины так называемый конус подошвенной воды. При подъёме подошвенной воды с образовавшимся под забоем скважины конусом возможно обводнение забоя (образование песчаной пробки, разрушение слабо сцементированного газонасыщенного коллектора), выход скважины из эксплуатации. Скважины на таком подземном хранилище эксплуатируются на технологическом режиме безводного предельного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положение. Градиент давления на его вершине, направленный вверх вдоль оси скважины, равен удельному весу пластовой воды.

Для подачи газа потребителю компрессорная станция часто не нужна.

Объем буферного газа можно также определить из уравнения

Q_б=W_к× _к×z_ат/( _к×Р_ат)+a×(W_н–W_к) _в×z_ат/( _в×Р_ат)

где Ω_н, Ω_к – начальный (до начала отбора газа) и конечный необводненный объемы перового пространства залежи соответственно, м³; _к/ _к, _в/ _в средневзвешенные по объему соответственно необводненной и обводненной частей порового пространства пласта приведенные давления, МПа; α – коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны, доли единицы.

Объём буферного газа, определенный с учетом технологических условий эксплуатации подземного хранилища, часто не удовлетворяет экономическим требованиям. При этом затраты на хранение газа за время работы хранилища больше минимальных. Буферный газ представляет собой продукцию, имеющую определенную цену. Понятно, что чем больше стоимость 1000 м³ буферного газа, тем меньше его должно быть в хранилище при прочих одинаковых условиях.

Объём буферного газа кроме технологических факторов зависит от капитальных вложений в бурение скважин, эксплуатационных затрат при их работе, стоимости единицы объема буферного газа и эксплуатационных затрат на закачку и восполнение, капитальных вложений в строительство КС и эксплуатационных затрат на ее работу.

Объём буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Так, например, в Щелковском ПХГ он составляет 100 – 110%, а в ПХГ Хершер при глубине 550 м – 68%, в ПХГ Бейн при глубине 380 м – 60%. В США на долю буферного газа в среднем приходится до 32 % общих затрат. Стоимость его включается в амортизационные затраты. Объём буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны друг с другом.