Подземное хранение природного газа

ГЛАВА XVIII

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Пласты, из которых до использования под хранилище добывали газ или нефть, следует проверять с точки зрения их способности сохранить газ под давлением. В тех случаях, когда вблизи районов газопотребления не имеется выработанных нефтяных коллекторов, подземные хранилища газа создаются в водоносных пластах. Данные по развитию подземного хранения газа в США приведены в табл. XVIII. 1.

При определении емкости газохранилища и темпов отбора газа предварительно необходимо изучить спрос потребителей на газ. Большое влияние на темпы потребления газа в отопительный сезон оказывает погода.

После установления для распределительной системы годовых объемов хранения и суточных расходов газа может быть запроектировано промысловое обустройство хранилищ.

§ 1. УСЛОВИЯ ПОЛНОЙ

Высокоразвитые северо-восточные и северные области Соединенных Штатов, а также Восточная Канада не имеют запасов природного газа. Его можно доставить с юго-западной части Соединенных Штатов и из Западной Канады по магистральным газопроводам протяженностью свыше 3000 км. Задача компаний, обслуживающих магистральные газопроводы, состоит в том, чтобы добиться 100%-ного использования их пропускной способности в течение всего года. Такая загрузка позволяет достичь наименьшей стоимости транспортировки газа, так как при этом все виды затрат (обслуживание, эксплуатационные расходы, амортизация, расходы общего назначения и налоги) распределяются на большее количество продукции. Годовая эксплуатация газопровода при 100%-ной производительности определяется термином «стопроцентный коэффициент загрузки».

Процентное выражение частного от деления годовой фактической подачи на годовую пропускную способность называется коэффициентом загрузки действующего газопровода.

Таблица XVIII. 1 Развитие подземного хранения газа в США

ЗАГРУЗКИ ГАЗОПРОВОДА

Задача состоит в том, чтобы добиваться работы газопровода с более высоким коэффициентом загрузки. С этой целью в периоды пикового потребления газа стремятся организовать равномерную или непрерывную подачу газа промышленным объектам при пониженных расходах.

В других случаях работа магистральных газопроводов с высоким коэффициентом загрузки достигается за счет использования подземных хранилищ газа, расположенных вблизи района газопотребления.

1. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАГРУЗКИ В ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИИ

Все потребители природного газа — бытовые, коммунальные, промышленные, так же как и отопление, характеризуются переменностью газопотребления. Наибольшие затруднения вызываются отоплением, потребность газа ка которое колеблется в пределах от нуля в летние и до максимума в зимние месяцы.

Природный газ пользуется большим спросом как топливо для бытовых нужд, что определяет его стоимость и конкурентоспособность по сравнению с другими видами топлива. Потенциально максимум использования газа определяется затратами газа на отопление жилых домов. В этом случае проблема состоит в изыскании эффективных и экономичных методов регулирования подачи газа иа нужды отопления.

2. ПОДАЧА ГАЗА НА ОТОПЛЕНИЕ

Температура воздуха, при которой не требуется отопление, составляет в США 18,3° С; при температуре воздуха хотя бы на 1° ниже этой величины возникает необходимость в отоплении.

Для удобства получения осредненных данных об объеме газа потребного для отопления (что необходимо как при расчете распределения газа по потребителям, так и для проектирования новых газопроводов), в США количество газа, необходимого на отопительный сезон, определяется в зависимости от величины градусо-суток. Так. например, среднесуточная температура 0°С эквивалентна 18,3 градусо-суткам. Нормальный отопительный сезон в Детройте характеризуется 3560 граду-со-сутками. Эта величина по данным бюро прогнозов США является средней за 30 лет (1921—1950 гг).

В табл. XVIII. 2 приведены средние числа градусо-суток по месяцам за 30 лет в 24 городах различных районов США и в одном городе Канады. Из этой таблицы следует, что приблизительно 70% от общего количества потребляемого газа на отопительные цели приходится на декабрь, январь, февраль и март, в то время как в летний период и в сентябре подача газа на отопление составляет менее 5%.

Минимальные колебания температуры в США отмечаются в западном побережье.

Среднее число градусо-суток по месяцам

Примечание. При составлении таблицы использованы данные Бюро прогнозов за 30 лет (1921 —1951).

Чтобы достичь 100%-ного коэффициента загрузки, компания по распределению газа, поставляемого в количестве до 5,7 млрд. лг’/год при 50% отопительного газа, оставшийся газ направляет в хранилище емкостью порядка 35—40% от годового объема отопительного газа, т. е. 1—1,14 млрд. м³. При таких больших объемах экономическое хранение газа возможно лишь при использовании больших подземных хранилищ.

Среднегодовые значения градусо-суток заметно меняются по годам. Так, например, для Детройта на период с 1900 по 1953 г. максимальное значение граду со-суток на 18% превышало среднее значение, а минимальное было ниже на 15% этой же величины. На рис. XVIII. 1 показана кривая градусо-суток в году для Детройта.

Таким образом, спрос на газ в зависимости от условий может значительно колебаться, вследствие чего для транспортников возникает и другая сложная проблема, состоящая в том, чтобы определить дополнительные источники газа, если необходимо повысить его расход, определить производительность дополнительных трубопроводов, найти степень увеличения расхода газа в более холодное время, а также разместить летние излишки газа.

При размещении летних излишков газа существенные затруднения даже для компаний, имеющих подземные газохранилища, вызывает прерывистая во времени подача газа промышленным объектам.

На расход топлива, помимо суточных температурных изменений, значительно влияет также скорость ветра. Но компании по распределению газа скорость ветра как самостоятельный фактор, определяющий максимальный суточный расход топлива, обычно в расчеты не включают, так как скорость ветра больше, чем другие факторы, зависит от географических условий и может быть учтена в общем расчетном коэффициенте, найденном для данного района.

Таблица XVIII. 2

Время, месяцы

Рис. XVIII. I. Кривая градусо-суток для г. Детройта.

Если не считать потребление газа на отопительные нужды, наибольшим по объему является промышленное его потребление. Основная часть газа при промышленном потреблении расходуется в рабочее время. Праздничные дни также заметно влияют на характер промышленного газопотребления. На коммерческие ³⁸ нужды газ потребляется в значительно меньшем количестве, но характер газопотребления сходен с промышленным. Бытовое газопотребление (использование газа при приготовлении пищи, для холодильников, для подогрева воды, на сушку одежды и сжигание мусора) значительно изменяется в течение суток.

Потребление газа на кондициирование воздуха меняется также резко и имеет весьма существенное значение для районов с более теплым климатом.

§ 2. ЗАГРУЖЕННОСТЬ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

Общий коэффициент загрузки распределительной системы зависит от соотношения объемов газа для различных потребителей, перечисленных в § 1.

На рис. XVIII. 2 приведен годовой график потребления газа пятью разными городами севера центральной части США. Кривая А отражает потребление газа небольшим курортным городком с протяженностью распределительной сети 1,8 км> по которой подается пропа-но-воздушная смесь с калорийностью 800 кк/кГ. Газ на отопительные нужды не используется; пиковые суточные нагрузки встречаются в летнее время при увеличении населения в курортный сезон.

Кривая Б показывает потребление газа большим городом, распределительная сеть которого составляет 19,4 км. Промышленное потребление газа невелико и составляет 9% от общего потребления, в то время как на отопление расходуется 35%.

«S ?

^<*2 0896 ^ Q4US |jl^fl4j ?3S2

0,728

0,672 0,616 0,560 ^ 0,504

«=) о,4 us * от «а о,ъъв <§. 0,280 ^ 0224

1,192

1680

1,568

1,4-56

1

=5 0336

0,V2    0,056    ^    0,0056

0

Январь Февраль Март Апрель май

вр

Июнь Июль Август Сент Окт Ноябрь Декабрь ем я, месяцы

Кривая С показывает потребление газа городом, протяженность распределительной сети которого составляет 77 км. В этом городе промышленное потребление газа составляет около 14%, на отопление расходуется 46%.

Кривая ? показывает потребление газа городом с протяженностью распределительной сети 26,7 км. Потребление газа промышленностью в этом городе сравнительно велико, составляет около 35% от общего потребления; потребность отопления составляет 41%.

Рис. XVIII. 3. Кривые, характеризующие колебания потребления газа за каждый час в сутки в зимний и летний периоды.

/ — понедельник (18/1); 2 — вторник (19/1);    3    —    суббота (23/1);    4— понедельник (12 /VII); 5 — вторник

(13/VII); 6 — суббота (17/VII).

Кривая Д изображает потребление газа небольшим городом с протяженностью распределительной сети

2,8 км, на отопление приходится 82%. Следует обратить внимание на то, что уменьшение загрузки распределительной системы связано с увеличением потребления газа на отопление.

По кривой Е, т. е. для города с большим объемом промышленного потребления газа, наблюдаются большие колебания в потреблении газа к концу недели летнего периода.

В отопительную нагрузку включены затраты газа на отопление всех зданий, за исключением промышленных.

Кривые наглядно показывают, что там, где отопительная нагрузка достаточно велика, колебания других видов потребления газа во время отопительного сезона незаметны.

На рис. XVIII. 3 показаны кривые, характеризующие колебания газопотребления за каждый час в сутки в зимний и летний периоды для города, потребление которого на рис. XVIII. 2 представлено кривой С. Максимальное потребление независимо от времени года наблюдается примерно на 9 ч утра, а минимальное — с полночи до 4 ч утра. Повышенное потребление газа (в летнее время с 16 до 18 ч) вызвано приготовлением пищи. В зимнее время потребление газа на отопление почти полностью скрывает повышение потребления газа на приготовление пищи,

§ 3. ПРОГНОЗ ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ

Прогнозирование потребности в газе имеет важное значение и выполнять его следует на год или больше, чтобы заранее подготовиться и обеспечить подачу газа в необходимых объемах, а также предусмотреть средства, обеспечивающие эту подачу. Пиковые нагрузки (особенно суточные) должны определяться для всех видов потребителей по отдельности и вместе.

Прогнозирование усложняется, если по новым районам нет статистических данных и исследований по потреблению газа.

2. РАСХОД ГАЗА

Данные по расходам газа для разных потребителей приводятся в табл. XVIII. 3.

Годовой расход газа на бытовые нужды в основном зависит от количества установленных бытовых приборов: водонагревателей, кухонных плит, холодильников, сушилок для одежды, мусоросжигателей и т. д. В каждом районе, где газораспределяющая компания стремится к увеличению сбыта газа, расход газа на бытовые нужды будет постепенно увеличиваться. Расход газа на отопление жилых домов, определяемый дефицитом гра-дусо-суток, зависит от средних размеров и конструкции зданий в данном районе. Хорошая теплоизоляция жилых домов заметно снижает расходы газа на отопление. Расход газа зависит также от размеров предприятия и его специфики.

3. КОЭФФИЦИЕНТ НАГРУЗКИ

В табл. XVIII. 4 даны значения коэффициентов нагрузки по видам потребления.

Таблица XVII 1.3 Нормы расхода газа

* ДГС — дефицит градусо-суток.

Таблица XVIII. 4

Коэффициенты нагрузки по видам потребителей

Коэффициент нагрузки по потреблению газа для отопительных целей зависит часто от соотношения между самыми холодными зпмпимн сутками и числом граду-со-суток за весь зимний период.

4. ГОДОВАЯ ПОТРЕБНОСТЬ И ПИКОВЫЕ РАСХОДЫ

Для прогнозирования газоснабжения объекта необходимо годовые потребности и пиковые расходы газа по отдельным потребителям свести в общую систему (табл. XVIII. 5),

В этом примере принято, что коммунально-бытовой сектор на отопление расходует 60% от всего используемого им газа.

Годовой расход газа коммунальными и бытовыми потребителями определяется умножением нормы расхода газа на число потребителей.

Расход газа за год на отопление домов и бытовых предприятий находится как произведение нормы расхода газа на число потребителей и на годовую величину градусо-суток.

Средний дневной расход газа находится делением годового потребления на 365 дней. Максимальный дневной расход газа определяется путем деления среднего расхода на фактор нагрузки.

Общий максимальный расход газа находится умножением найденного максимального расхода газа на коэффициент неодновременности, который определяется опытным путем и позволяет учитывать.то обстоятельство, что не все предприятия данного класса имеют пики газо-потребдения точно в одно и то же время. Коэффициент неодновременности изменяется от 0,7 до 1. В расчетах табл. XVIII. 5 он принят равным 0,9.

Для обеспечение газом рассматриваемого объекта газопровод производительностью 3230 тыс. м³/сутки должен был бы работать с коэффициентом нагрузки 46,7%.

Из табл. XVIII. 2 следует, что в Детройте среднее число градусо-суток за 30 лет равно 3560, а средняя же величина за сутки составит 3560 : 365, т. е. 9,8 градусо-суток. Эта величина отмечена на рис. XVIII. 2 жирной горизонтальной прямой.

По диаграмме (рис. XVIII. 1) видно, что число градусо-суток выше этого среднего уровня и составляет 1370. Эта величина соответствует годовой нагрузке в потреблении газа па отопление, равной 1370X100 = 38,5%. Если бы газопровод работал при коэффициенте нагрузки 100%, то потребовалось бы создать хранилище газа емкостью 38,6% от объема газа, используемого на отопительные цели, т. е. (269000 — 40300) 0,386 — 119300 тыс. ж³. Это хранилище должно обеспечить максимальную подачу газа в размере 3230— 1529,1 = 1700,9 тыс. нм³/сутки. Максимальная часовая подача газа обычно определяется как доля от максимальной суточной подачи.

При равномерном расходе газа в течение суток этот процент составит 4,2, по может доходить и до 6—6,5%.

Таблица XVII1.5

Годовое потребление газа и пиковые нагрузки

* 35;)0,4 X 0,!) = 3230 тыс. м*/сутки..

§ 4. СОСТАВЛЕНИЕ ГРАФИКА РАБОТЫ ХРАНИЛИЩА

Годовое потребление газа должно быть представлено по месяцам и видам потребления. Допустим, что для обеспечения подачи газа магистральный газопровод работает при коэффициенте нагрузки, равном 100%.

В табл. XVIII. 6 приводятся данные по объему потреблений, подачи и хранения газа по месяцам года для рассматриваемого объекта газопотребления.

По веем видам потребления газа, за исключением газа, идущего па топливные нужды, месячная подача его определяется путем деления годовой продукции на 12. При расчете объема газа, используемого на отопление, расход его берется по табл. XVIII. 5 и умножается на месячный дефицит в градусо-сутках, значение которого, например, для Детройта берется из табл. XV111. 2.

Объем подачи газа по газопроводу определяется как произведение величины среднесуточного потребления (1529,1 гыс. нм³ по табл. XVIII. 5) на число дней в месяце.

Количес1во газа, подлежащего храпению, равно разности между объемом газа, подаваемым по газопроводу, и потребляемым объемом.

Необходимо отметить, что максимальный месячный отбор газа и:₅ хранилища приходится на январь. При определении производительности хранилища необходимо рассчитать объем суточного отбора газа таким образом, чтобы обеспечить потребность газом в самые холодные зимние сутки. Если это будет досигнуто, то закачка

газа в хранилище в летний период будет проходить нормально. Исключением из этих правил являются подземные хранилища с высоким пластовым давлением, значительно превышающим рабочее давление на магистральных газопроводах.

В подобных случаях необходимо иметь компрессорную станцию большой мощности для сжатия газа, нагнетаемого в хранилище.

Такое положение, когда количество газа, поставляемого в течение года по магистральному газопроводу, точно соответствует количеству потребляемого газа, является идеальным. В действительности такой случай почти не встречается; на работу системы влияют колебания в спросе на газ, характер зимы и т. п. Кроме того, почти всегда имеются задержки при подключении и отключении непостоянных потребителей. Следовательно, объем подземного хранилища должен несколько превышать объем, рассчитанный на нормальные условия газопотребления.

§ 5. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЫРАБОТАННЫХ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Полностью или частично выработанные газовые месторождения, находящиеся на сравнительно небольших расстояниях от крупных потребителей газа, несомненно, представляют собой лучшую и наиболее дешевую емкость для хранения газа. Можно также использовать выработанные нефтяные месторождения, хотя при этом возникает ряд дополнительных проблем, которых ие существует при использовании истощенных газовых месторождений. Для всех видов подземных хранилищ важно определить, на каком расстоянии от места потребления газа экономично располагать подземные хранилища. Определенный ответ на это дать затруднительно. В некоторых случаях при выборе подходящего месторождения можно настолько удалиться от места потребления газа, что становится более выгодным использовать другие способы хранения или же дополнительно построить газопроводы от района расположения крупных месторождений газа.

В табл. XVIII. 7 приведены данные по штатам о подземных хранилищах газа разного типа.

На конец 1955 г. капиталовложения в подземные хранилища газа, включая стоимость буферного газа, составили более 375 млн. долл.

Прежде чем принять решение об использовании истощенного месторождения в качестве подземного хранилища газа, необходимо тщательно изучить все геологические и технические данные по данному месторождению. Эти данные могут быть получены от промысловых работников из материалов разведочных работ, а также от государственных учреждений штата по охране недр и других контрольных органов.

Ценные материалы могут быть получены из журналов производства разведочных работ и работ по ликвидации и освоению скважин. Необходимы также сведения об изменениях дебита и давления в процессе эксплуатации газовых скважин, данные кернового анализа (пористость, проницаемость) и результаты лабораторного исследования связанной воды. Все эти сведения в сочетании с геологическими данными позволяют рассчитать емкость хранилища. Чтобы определить возможный темп отбора газа из хранилища и необходимое количество скважин, нужно изучить результаты испытания отдель ных скважин.

Особенно тщательно следует изучать акты по цемен-тажу и ремонту скважин, чтобы выяснить возможности появления утечек газа через недоброкачественные

цементные мосты и негерметичное заколонное про-. странство.

Такому обследованию должны быть подвергнуты все скважины, вскрывающие пласт-хранилище в пределах газоносной его части. По некоторым скважинам, возможно, придется провести ремонтные и изоляционные работы.

На основе результатов такого изучения состояния фонда скважин решается вопрос о целесообразности использования данного истощенного месторождения для хранения в нем газа.

1. ПЕРЕОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН

При сооружении подземного хранилища прежде всего следует переоборудовать все имеющиеся газовые скважины. Иногда необходимо снова произвести крепление скважин обсадными трубами вследствие неудовлетворительного качества цемента. Не исключено, что обсадные трубы, особенно вблизи поверхности, повреждены в результате коррозии. Эти трубы следует заменить.

В практике подобные явления встречаются. На одном из промыслов верхняя 2—2,5-м часть эксплуатационной колонны была обнажена и затем отрезана, после чего был приварен хороший патрубок.

Спущенные ранее эксплуатационные колонны не всегда можно поднять, особенно если они были зацементированы. Поэтому при необходимости крепления скважины в этих случаях спускается новая эксплуатационная колонна меньшего диаметра.

Рекомендуется каждую скважину испытать под давлением, для чего необходимо установить в колонне против кровли пласта, в который будет закачиваться газ для хранения, пробку в нижнем соединении обсадных труб. Затем проверить колонну на герметичность при ожидаемом давлении в хранилище.

Часто приходится даже перебуривать все законсервированные и заброшенные скважины.

В свое время эти скважины становились непродуктивными, причем обычно никто не предполагает, что месторождение впоследствии может стать хранилищем и работы на скважинах проводятся только с целью предотвратить межпластовые перетоки вод.

Лица, ликвидирующие скважины, заинтересованы в максимальном извлечении из скважин труб. Поэтому они обычно торпедируют колонну выше цементного кольца и извлекают ее верхнюю часть.

Ликвидируемую скважину часто после тампонажа забоя небольшим количеством цемента заполняют раствором, песком, гравием, глиной и другими находящимися поблизости материалами.

Подобная техника консервирования скважин безусловно не отвечает требованиям, связанным с созданием и эксплуатацией подземных хранилищ. Поэтому каждую бездействующую скважину необходимо проверить, чтобы избежать утечек газа, хотя бы через одну из них.

Многие из скважин трудно найти, особенно если они были ликвидированы несколько лет назад и не были зарегистрированы.

Закрытые участки промысловых сборных трубопроводов, фундаменты под буровые агрегаты, обнажение почвы бульдозером помогают найти устье таких скважин. Большую помощь при этом может оказать трубный локатор.

Разбуривание старых скважин до пласта, в котором намечено устроить хранилище газа, может быть очень затруднительным. В большинстве случаев цель такого бурения состоит в очистке скважины с расчетом спустить в нее и зацементировать новую обсадную колонну для эксплуатации скважины в условиях подземного хранилища.

Если выполнение указанной выше операции невозможно, то скважину необходимо надежно закрыть, поставив соответствующую пробку и залив ее раствором.

При пропуске инструмента через старую обсадную колонну могут возникнуть трудности, особенно если кблонна порвана. Для таких скважин Должны быть разработаны и изготовлены специальные долота. Для большинства скважин на газохранилище рекомендуется спуск кондуктора, с помощью которого перекрываются каверны и водоносные песчаники.

Иногда скважины перебуриваются до забоя без особых трудностей, но в некоторых скважинах осложнения встречаются по всему интервалу др заданной глубины.

2. БУРЕНИЕ НОВЫХ СКВАЖИН.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАНИЦ ХРАНИЛИЩА.

ПИКОВЫЕ СУТОЧНЫЕ НАГРУЗКИ. ДРЕНАЖ

При проектировании хранилища предварительно следует точно определить границы или контур месторождения. Если месторождение при разработке не было оконтурено, то необходимо до начала основных работ по сооружению хранилища пробурить ряд оконтуривающих скважин. Эти скважины должны быть пробурены главным образом для получения данных о структуре.

Рекомендуется такие скважины оставлять в качестве наблюдательных. Если они находятся за пределами контакта газ—вода, то могут быть использованы для наблюдений колебаний уровня воды, а также колебаний давления в пласте — хранилище газа. С помощью этих скважин можно также выявить прорыв газа из хранилища. В хранилище с водонапорным режимом, при котором уровень воды постоянно колеблется, с помощью этих скважин можно определить момент, когда пластовая вода достигнет кровли пласта-хранилища в точке расположения скважины.

Уровень воды в скважинах можно регистрировать с помощью поплавковых приборов.

Почти на всех истощенных газовых месторождениях, которые используются под хранилища, для подачи необходимого количества газа при пиковых нагрузках необходимо бурить дополнительные скважины. Число скважин зависит от мощности и проницаемости коллектора, максимально допустимого дебита одной скважины максимально допустимой депрессии на скважине и т. д При высоких скоростях движения газа происходит вынос из пласта твердых частиц, которые вызывают разрушение стенок трубопровода в точках изменения направления потока. Максимально допустимый дебит скважины— это такой дебит, при котором в потоке газа еще нет твердых частиц.

Максимально допустимая депрессия различна не только для каждого месторождения, но и для каждой скважины данного месторождения. В ряде случаев депрессия может ограничиваться прорывом в скважину надпочвенных вод.

Скважины, предназначенные для закачки и отбора газа, должны быть расположены с таким расчетом, чтобы по каждой из них была достигнута максимальная продуктивность. Обычно скважины размещаются в купольной части структуры.

Необходимо отметить, что вследствие концентрации высокопроизводительных скважин в купольной части могут образоваться значительные перепады давлений в пласте при отборе нли закачке газа.

Создать равномерное давление в пласте, очевидно, невозможно, поэтому полезным мероприятием в этом направлении будет бурение дренажных скважин по периферии пласта,

Преимущество в создании равномерного давления в пласте состоит в том, что при заданном количестве газа в пласте и темпе отбора забойное давление будет наиболее высоким, Эти преимущества становятся особенно существенными, когда возникает необходимость ком-примирования газа вследствие низкого давления в хранилище.

Эксплуатация подземного хранилища по некоторым условиям подобна разработке газового месторождения; но есть - и значительные различия. Основное различие заключается в темпах отбора. При отборе газа из хранилища пластовое давление может снижаться да 2,1 ат/сутки, тогда как при эксплуатации газового месторождения такое снижение пластового Давления обычно происходит за 1—2 года и более.

Соответственно и вопросы о количестве и размещении скважин, их глубин должны тшаТельно рассматриваться и изучаться.

3. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

Оборудование устья скважины должно обеспечить оператору возможность производить испытание и обслуживание скважины в нормальных условиях без дополнительного обустройства и каких-либо задержек.

На устье скважины должен быть установлен патрубок для удобного подключения грузового манометра, которым замеряется статическое давление. Хорошо оборудованное устье включает горизонтальный диафраг-менный расходомер для измерения расхода газа при его отборе из скважины или при закачке, задвижку в месте подключения к сборной линии и дифференциальный манометр с фитингами для замера перепада давления на диафрагме расходомера.

Такое оборудование устья скважины позволяет производить необходимые замеры и испытания скважин без выпуска газа в атмосферу. Ежедневная проверка показаний дифманометра дает возможность оператору определять остановки скважин в результате обмерзания устья или других причин.

Составной частью оборудования устья скважины является задвижка, которая служит для очистки скввжи-ны продувкой и также для спуска инструмента.

Рис. XVIII, 4. Будка для защиты оборудования устья скважины.

Для защиты оборудования устья от атмосферного воздействия рекомендуются защитные сооружения в виде будки (рис, XVIII. 4).

В ряде районов в зависимости от глубины залегания пласта-хранилища, пластовой температуры и атмосферных условий возникает необходимость в установке подогревателя у устья скважины для предотвращения образования гидратов, обмерзания скважины и газосборной системы,

Рис. XVIII, 5. Оборудование устья скважины при снятой будке.

В таких случаях можно использовать также индивидуальный дегидратор. На рис. XVIII. 5 показано оборудование устья такой скважины пр# снятой будке.

4. ГАЗОСБОРНАЯ СИСТЕМА

Проектирование газораспределительной системы производится с использованием расчетных формул, применяемых при проектировании трубопроводов. При этом основываются на максимальных суточных нагрузках по зимнему периоду. Для предотвращения замерзания и образования гидратов диаметр труб индивидуальных выкидных линий от скважин принимается значительно выше расчетного.

В одном из проектов подземного хранилища эти линии были приняты диаметром 12" (305 мм). Обычно эти трубопроводы делаются из труб диаметром не менее 4" (101,6 мм). При расчетах газосборной системы необходимо учитывать не только расположение работающих скважин и их дебиты, но и расположение и потенциальные дебиты скважин, которые будут позднее пробурены и введены в эксплуатацию. Газосборная система часто проектируется таким образом, чтобы потери давления в ней прн максимальном отборе не превышали 1,8 ат.

На рис. XVIII. 6 показана схема размещения сква-жии и газосборной сети на типичном подземном хранилище.

5. ДЕГИДРАТАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ

На многих подземных хранилищах требуется осушка извлекаемого газа. Закачивается, как правило, сухой газ; но в пласте, соприкасаясь с водой, насыщается последней. Для предохранения основных трубопроводов высокого давления от замораживания требуется дегидратация или осушка такого газа. Иногда на скважинах устанавливаются индивидуальные дегидрата-ционные установки, хотя более экономично осушать газ централизованно, на общей установке, расположенной на конце газосборной сети. Но при таком расположении установки в промысловой газосборной сети в зимнее время могут образовываться гидраты. Наблюдения показывают, что весной, когда гидраты разрушаются, в газосборных линиях осаждается большое количество воды. Следовательно, эти линии по существу сами частично обезвоживают газ за счет образования в них гидратов в холодный период времени, По этой причине газосборные линии должны иметь большую пропускную способность по сравнению с расчетной, необходимой для сухого газа.

Существуют два способа осушки газа: а) жидкими сорбентами (гликоль) и б) твердыми абсорбентами,

Применение твердого поглотителя позволяет сильно снизить точку росы и, следовательно, получить более сухой газ.

Первоначальная стоимость монтажа дегидратора с твердым сорбентом может быть на 50% выше стоимости установки гликольного типа.

Важное значение имеет решение вопроса о месте установки дегидратора: до или после компримирования. В обоих случаях имеются свои преимущества и недостатки и принципиального решения этого вопроса пока еще не выработано, После компримирования осушка газа происходит с применением емкостей небольшого объема, но они должны нормально работать в условиях более высоких рабочих давлений.

Если осушка при этом способе производится после охлаждения газа, то нельзя допускать его переохлаждения, что может привести к образованию гидратов в теплообменниках. При осушке жидкими сорбентами гликоль можно подавать до холодильника без опасности образования гидратов в теплообменниках.

Масло, попадающее в газ из компрессоров, может снизить эффективность твердых поглотителей; чтобы предотвратить это, применяют ряд способов для удаления масла из газа, перед тем как он поступит в дегидратор.

Осушка газа перед компримированием требует применения емкостей большого объема, но с менее высокими максимальными рабочими давлениями. При использовании твердых поглотителей способ осушки газа до компримирования и способ осушки газа после него по стоимости примерно равноценны.

Поток газа, проходящего с высокой скоростью через слой твердого адсорбента, уносит с собой твердые частицы, которые увеличивают износ поршней, поршневых колец, клапанов и других деталей компрессоров.

Если замерная станция централизованного типа располагается на территории подземного хранилища или вне ее, но вблизи расположения установки по осушке газа и компрессорной станции, то лучше производить осушку до того, как газ поступит в расходомеры. При этом как при закачке, так и при отборе газа измеряется расход осушенного газа, что устраняет необходимость внесения поправок на содержание воды в газе, направляемого потребителю из подземного хранилища.

На многих объектах невозможно поместить гликоль-ную установку перед компрессорной станцией, особенно в тех случаях, когда степень сжатия компрессорной станции очень высока. При этом надо учитывать, что в условиях нормальной работы гликсгльной установки невозможно снизить точку росы больше чем на 10— 15° С. Если газ, находящийся в подземном хранилище, насыщается водой при 15° С и абсолютном давлении, равном 14 ат, то после осушки его на гликольной установке точка росы газа может быть снижена до —18° С. Сжатие подобного газа до абсолютного давления 70 ат повысит точку росы примерно до 0° 6. При этом значении точки росы в трубопроводах в зкмнее время могут образовываться гидраты.

На рис. XVIII. 7 показана дегидратационная установка с твердым поглотителем, рассчитанная на абсолютное рабочее давление 45 ат. На рис. XVIII. 8 показана установка гликольного типа на абсолютное рабочее давление 56 ат.

Рис, XVIII. 6. Схема размещения газовых скважин и газосборной сети на типичном подземном

хранилище,

1 — эксплуатационные; 2 — наблюдательные; 3 — контрольные.

Рис. XVIII. 7. Дегидратационная установка гликольного типа, рассчитанная на абсолютное рабочее давление 45 ат.

Рис. XVIII. 8. Дегидратационная установка гликольного типа, рассчитанная на абсолютное рабочее давление 56 ат.

6. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ

Диафрагменные расходомеры на подземном хранилище газа устанавливаются в соответствии с техническими условиями, описанными в главе VIII. Измерение расхода газа может быть централизованным, индивидуальным и групповым. Центральный измерительный п^нкт располагается обычно в месте подключения к коллектору газосборных линий. Индивидуальные расходомеры размещаются около каждой скважнны. Измерение расхода газа на центральном пункте имеет свои преимущества, так как в этом случае снижаются затраты времени и труда на калибровку приборов, смену картограмм, замену диафрагм, наладку счетчиков, снижается число картограмм, надлежащих обработке.

: Суровая погода и плохие дорожные условия незначительно влияют на тщательность контроля работы приборов. Контроль с одного центрального пункта за расходом газа при его отборе и закачке позволяет быстро реагировать на изменение в потреблении газа. В условиях централизованной системы все действующие скважины подземного хранилища должны быть в рабочем сЬстоянии и включены в газосборную систему.

Такая централизованная система управления хранилищем не обеспечивает, однако, систематического контроля за работой отдельных скважин или групп скважин. Суточная регистрация показаний дифманометров позволяет следить за их работой, но для этого необходимо ежедневно посещать скважины.

На рис. XVIII. 9 показан пункт централизованного измерения расхода газа на подземном хранилище.

7. КОМПРИМИРОВАНИЕ ГАЗА

Сжатие газа необходимо для нормальной эксплуатации почти всех подземных хранилищ. На хранилищах с высоким пластовым давлением, которое превышает рабочее давление в магистральном трубопроводе, ком-примирование будет необходимо в летнее время только для закачки газа в пласт.

Если давление в хранилище ниже рабочего давления в магистральном трубопроводе, то компрессорная станция необходима для подачи газа из хранилища в газопровод.

На многих хранилищах с низким пластовым давлением в течение года происходят значительные колебания в давлении, поэтому компримирование будет не-

Рис. XVin. 9. Пункт централизованного измерения расхода газа в подземном

хранилище.

обходимо как при закачке газа в хранилище с доведением величины давления до установленной величины, так и при отборе, как только пластовое давление снизится до соответствующего уровня.

Требования, предъявляемые к компрессии, будут резко изменяться зимой, когда смена погоды сильно сказывается на спросе на газ.

Для большинства подземных хранилищ компрессорная станция должна проектироваться на максимальную производительность, чтобы обеспечить спрос на газ в пиковые дни зимнего периода. В летний период расходы газа, закачиваемого в хранилища, обычно ниже средних и максимальных объемов газа, отбираемого из хранилища зимой. Таким образом, в летний период требуется компрессорная станция меньшей мощности. Это условие неприменимо к хранилищам с высоким пластовым давлением, где при отборе газа из хранилища требуется очень незначительная степень сжатия или не требуется вообще.

Вследствие широкого диапазона степени сжатия, величины давлений и нагрузок требуемых от компрессорной станции подземных хранилищ, выбор компрессоров для них необходимо производить очень тщательно. Обычно рекомендуется использование компрессоров с различной номинальной мощностью, например 1000 и 2000 л. с. С этой точки зрения выгоднее иметь большое количество компрессоров малой мощности. Так как нагрузка и степень сжатия изменяются, то не исключена возможность выбора целесообразного и обеспечивающего производительную работу сочетания компрессоров малых и больших мощностей. Такие сочетания не всегда возможны при наличии нескольких компрессоров большой мощности. Желательно устанавливать компрессоры небольшой мощности с большими диаметрами рабочих цилиндров для использования на хранилище с низким пластовым давлением.

На рис. XVIII. 10 показана компрессорная станция мощностью 20 тыс. л. с, для подземного хранилища.

§ 6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА

При эксплуатации подземных хранилищ возникает ряд вопросов. Необходимо определить объем выдаваемого газа для данного сезона. Кроме того, на основе тщательного анализа имеющихся данных и результатов промысловых исследований требуется произвести предварительный расчет возможного расхода газа при его отборе из хранилища. Надо также определить объем буферного газа.

1. ЕМКОСТЬ ХРАНИЛИЩА И ПРЕДЕЛЫ ИЗМЕНЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ

В хранилищах с газовым режимом емкость хранилища определяется по верхнему н нижнему пределам давления. При определении этих пределов необходимо принимать в расчет следующие факторы: 1) до какого предела снижалось давление в период эксплуатации хранилища; 2) были ли при этом изменения в дебите скважин и прорыв воды, конусообразование и другие причины, влияющие на нормальную работу скважин;

3) при каких значениях давления возникали эти нарушения; 4) каково число скважин, расположенных на контуре структуры, которые были закрыты в результате падения давления до нижнего предела в период первоначальной добычи газа; 5) величина давления, при котором были заброшены скважины.

Указанные сведения должны быть получены на основе данных эксплуатации и результатов испытаний всех скважин методом противодавления. Должны быть также учтены затраты на создание в хранилище упругой газовой подушки (буферного газа) относительно стоимости компримирования газа.

При общей оценке всех условий, перечисленных выше, представляется возможным установить величину минимального давления хранилища (базисное давление). Выбор этого давления позволяет с достаточной точностью определить объем буферного газа. Если оставшийся газ этого месторождения по объему меньше, чем требуется для создания буферного газа, то объем гзза, соответствующий разности указанных объемов,

ды, которых много в Атлантическом регионе, низкое давление не может создать прорыв воды к забою скважины.

Рабочий об&ен    Критерием    для    определения базисного давления в

газа    этом случае является экономическая оценка наивыгод

нейшего сочетания базисного давления,степени компримирования газа и объема буферного газа.

Имеется ряд факторов, которые должны быть рас-

Предельный оЬьем хранилища

_____.__ смотрены при определении величины максимального

давления в подземном хранилище.

Нагнетаемый

газ

Газ с того же месторождении

Максимально допустимое рабочее давление промыслового оборудования, например обсадных труб, [ Упругий газ    трубопроводов, задвижек и т. д., не должно быть пре

вышено.

Ограничения по максимальному рабочему давлению установлены техническими условиями на трубопроводы Дадпение Ост    высокого давления н другие виды оборудования и ма

териалов.

На ряде подземных хранилищ давление при хранении не превышает пластового давления в момент вскрытия газового или нефтяного месторождения, т. е. до начала их эксплуатации. Это давление можно рассматривать как максимально допустимое для данного пласта — хранилища газа.

Рис. XVIII. 11. Схема распределения газа в подземном хранилище.

должен быть закачан и оставлен в пласте. При нормальной эксплуатации подземного хранилища весь объем газа, исключая буферный газ, может быть отобран из пласта. Но это не значит, что в некоторых непредвиденных случаях нельзя отобрать дополнительное количество газа с понижением объема буферного газа.

На рис. XVIII. 11 показана схема распределения газа в подземном хранилище.

Ниже приводится пример определения базисного давления на одном из месторождений, по которому имелись хорошие данные об эксплуатации и индивидуальных испытаниях скважин методом противодавления.

Все действующие скважины промысла испытывались каждая по 5 раз. На рис. XVIII. 12 показаны индикаторные кривые для каждого из этих испытаний.

Из графика видно, что в 1936, 1937 и 1938 гг. не было никаких нарушений продуктивности скважин, тогда как уже в 1943 г. дебит упал на 26%, а в 1945 г. — на 67%. В период 1943—1945 гг. часть скважин пришлось закрыть в результате вторжения в залежь воды и прорыва ее в скважины.

10 скважин были закрыты при абсолютных давлениях 28—21 ат, 27—при абсолютных давлениях 21—14 ат, и 41—при абсолютных давлениях 14—

7 ат. Рассмотрение этих данных и сравнение затрат на буферный газ и компримирование определяют выбор базисного давления для этого месторождения между абсолютными давлениями 12 и 21 ат (на устье сква-жин).

Фактором, определяющим выбор величины базисного давления, может служить максимальный суточный отбор газа из хранилищ в конце отопительного сезона, когда пластовое давление приближается к базисному. Однако проблема обеспечения потребителей газом в этот период может быть решена также бурением дополнительных скважин. Поэтому необходимо сравнивать затраты на бурение этих скважин с затратами на увеличение объема буферного газа.

В подземных хранилищах, не имеющих краевой или подошвенной во

В относительно неглубоко залегающих подземных хранилищах, где пластовая температура не превышает 20° С, величина максимального рабочего давления обусловливается возможностью образования гидратов. Большинство пластов подземных хранилищ содержит реликтовую, краевую или подошвенную воду. Следовательно, в условиях определенных пластовых температур и давлений могут образоваться гидраты. При увеличении солености воды гидраты образуются при более низкой температуре и повышенном давлении.

Образование гидратов при пластовых водах с высоким содержанием солей и существующих давлениях в хранилищах практически исключается. Но если при отборе газа из хранилища имеется резкое снижение температуры, то здесь будет происходить выделение из газа пресной воды.

Рк'Рс

Общий расход газа, тыс. мн³⁹)сутки Рнс. XVIII. 12. Индикаторные кривые.

Максимально допустимое давление в хранилище ограничивается также возможностью образования процесса, аналогичного гидроразрыву, что ведет к разрушению пласта или его кровли.

Рядом исследователей был определен так называемый «фактор разрушения горной породы» для нескольких скважин. Этот фактор определяется частным от деления величины забойного давления, при котором наступает разрушение, на глубину залегания пласта-коллектора и составляет от 0,118 до 0,354 ат/м\ для большинства скважин это значение было рав-, но 0,24 ат/м или более.

В подземном хранилище с краевой или подошвенной водой, находя-¹' щейся в контакте с газом, имеется₍ тенденция увеличения объема газа с повышением давления сверх величины его начального пластового значения. Это явление обусловливается перемещением и сжимаемостью пластовой воды. Процесс оттеснения воды может продолжаться до момента при котором газ прорвется в примыкающую структуру. Это явление очень нежелательно при эксплуатации хранилища, так как отбор прорвавшегося газа возможен лишь в результате бурения дополнительных скважин на той структуре, в которую ушел газ.

Кроме того, этот газ может распространиться на большие расстояния или собраться в таких незначительных по объему количествах, что обратный отбор его будет экономически нецелесообразным.

Если же, наоборот, давление в хранилище поддерживается ниже давления вскрытия пласта, будет иметь место тенденция передвижения воды в пласт — хранилище газа; таким образом, будет уменьшен объем хранения газа.

Рис. XVIII. 13. Кривые, построенные на основании данных о давлении по скважинам и объеме рабочего газа в хранилище.

Расчет изменения объемов хранилища возможен с помощью уравнения неустойчивого потока жидкости и уравнений, предложенных Ван Эвер-дингеном и Херстом [X. 27] для движения потока жидкости в пористой среде.

хранимого газа при данном давлении. Этот рост указывает на постепенное увеличение емкости хранилища за счет того, что среднее давление в хранилище стало значительно выше первоначального давления, которое было при вскрытии месторождения.

На рис. XVIII. 14 показаны изменения емкости рассматриваемого хранилища за ряд лет.

3. КОЛЕБАНИЯ РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ ОКОЛО НАЧАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ ПЛАСТА

Из рассмотрения кривой, изображенной на рис. XVIII. 13, следует, что работу хранилища в течение ряда лет необходимо организовать таким образом, чтобы кривая не смещалась ни вправо, ни влево. Отклонение кривой влево показывает уменьшение объема хранилища и соответственно продвижение подошвенной или краевой воды в хранилище. В результате вода может прорваться к забою скважин, что приведет к снижению расхода при отборе газа из хранилища. При отклонении кривой вправо увеличится объем хранилища, но вместе с тем газ может прорваться в подошвенные водоносные пласты. При этом увеличится объем буферного газа для сохранения величины наибольшего н наименьшего давлений. Работа хранилища должна

• !

11²" <3

| §ffO *§

5 ?ioo

^ 90

so

kO

30

20

Qj *M

14

§ 5

I    1

II * ^ &

^ ‘=3

I I

5 о

« 5* § &

mu №519k619k7 Ш ms 19501951 1952 1953195k 1955195619511958 1959

Время, годы

о——о /    О- — — -о 2

Рис. XVIII. 14. Изменение емкости хранилища за ряд лет.

¦ среднее фактическое давление на устье закрытой скважины; 2 — среднее расчетное давление на устье закрытой скважины.

быть организована таким образом, чтобы среднее давление хранилища на протяжении года или цикла работы хранилища было близко к величине начального давления пласта.

В отдельных случаях, чтобы увеличить емкость и тем самым производительность хранилища, будет целесообразным поддержание величины давления хранилища выше давления вскрытия пласта.

Но при этом необходима организация хорошего геологического контроля на хранилище, чтобы не допустить перемещения газа по пласту до места возможного прорыва его в примыкающие структуры.

4. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ХРАНИЛИЩА

Производительность хранилища определяется как сумма дебитов отдельных скважин. Эта величина определяет пропускную способность наземного оборудования — газосборные трубопроводы, установки по осушке газа, компрессорные станции.

Таким образом для увеличения отбора газа из хранилища необходимо увеличивать отбор газа из действующих скважин или бурить и вводить в эксплуатацию новые скважины.

5. ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ ПРОТИВОДАВЛЕНИЯ

Продуктивность скважин определяется по данным их испытания методом противодавления. На подземных хранилищах газа желательно иметь стабильные индикаторные кривые, по которым находится стабильная продуктивность скважины.

Испытания для получения стабильных кривых изменяются для различных месторождений и главным образом в зависимости от проницаемости коллектора. Исследованиями установлено, что на подземных хранилищах в штате Мичиган для получения стабильного потока на скважины требуется от 20 мин до I ч, тогда как на месторождениях в Канзасе (Хьюготон), Оклахоме и Техасе для получения стабильного потока газа требуется время до 10 суток.

Для медленно стабилизирующихся скважин рекомендуется применять изохронный способ их испытания, который позволяет значительно снижать время испытания.

Данные изучения опыта работы подземных хранилищ газа показывают, что индивидуальные рабочие характеристики скважин из года в год меняются. Эти изменения являются результатом изменений, про* i 2 исходящих в забойной зоне скважины, что может Рк'Рс быть вызвано поступлением воды, загрязнением отложениями солей, смазочным маслом, попадающим в потоке газа из компрессоров, и т. д.

Периодические испытания методом противодавления имеют существенное значение для определения продуктивности скважин и всего хранилища в целом.

гооо

Рис. XVIII. 15. Кривые результатов испытания методом противодавления двух скважин за 10 и 14 лет.

/ — отбор (7): 2 — отбор (10): 3 —отбор (2); 4 — закачка (7); 5 — закачка (9).

Постепенное снижение производительности скважин не может быть выявлено при нормальной работе хранилища. Испытания скважин рекомендуется проводить не реже одного раза в год, выбирая время, когда это можно сделать экономично в больших масштабах.

Исследователями разработан порядок испытания большого количества скважин при закачке газа в летний период, когда имеется сравнительно небольшая потребность в обслуживающем персонале и оборудовании.

На рис. XVIII. 15 приведены кривые результатов испытания методом противодавления двуч скважин за 10 и 14 лет. Результаты испытаний скв. 1 доказывают постоянство ее рабочей характеристики. Индикаторная кривая скв. 10, наобо-рот^ неустойчивая. Вероятно, до начала работы этой скважины на подземном хранилище еще при эксплуатации месторождения в скважину поступала вода, а призабойная зона загрязнялась отложениями солей. Скважину каждый год чистили, в результате чего была улучшена ее рабочая характеристика, хотя она еще и не достигла первоначального уровня. Необходимо отметить, что по скв. 10 угол наклона индикаторной кривой остался постоянным. Следовательно, именно этот показатель характерен для скважины. Аналогичное положение было установлено, при испытании многих других скважин.

Расход газа

Результаты испытаний скважин подземного хранилища показывают необходимость проведения ряда мероприятий для сохранения производительности хранилища. Работа отдельных скважин может быть улучшена периодической их чисткой от загрязнения путем продувки в атмосферу. В других скважинах в этих же целях может быть применена химическая обработка призабойной зоны. В некоторых случаях для очистки рекомендуется применять расширение забойной зоны. Для повышения продуктивности скважины рекомендуется также перфорирование ее в незакрепленной забойной зоне.

При потере продуктивности хранилища применение перечисленных способов во всех случаях более экономично, чем бурение новых дополнительных скважин.

6. ИНДИКАТОРНАЯ КРИВАЯ ХРАНИЛИЩА

Индикаторная кривая хранилища строится по данным суммирования индикаторных кривых по всем скважинам хранилища.

Суммарная кривая строится по трем точкам частных зависимостей дебита от    (рис.    XVIII.    15)

путем суммирования расходов, соответствующих одним

2 2

и тем же значениям pf — p_s.

В результате индикаторная кривая хранилища будет обладать средневзвешенным углом наклона. Если на хранилище наблюдается взаимодействие скважин при их работе, то индикаторная кривая хранилища, построенная описанным выше способом, будет давать завышенные расходы газа. Взаимовлияние скважин является результатом пересечения воронок депрессии в процессе отбора газа из скважины. Однако Вээри, Эленбас и Уизроу отмечают, что они не смогли заметить взаимодействие скважин, расположенных на расстоянии 201 м друг от друга и эксплуатирующих пласт, сложенный песчаником с проницаемостью 300 мд.

7. МАКСИМАЛЬНЫЙ РАСХОД ГАЗА ПРИ ЕГО ОТБОРЕ ИЗ ХРАНИЛИЩА

Максимальный расход при отборе газа из скважины и хранилища определяется рядом факторов. Одним из наиболее важных факторов является опасность обводнения. При интенсивном отборе газа создается большая разность давления между газовым пластом и подстилающим его водоносным горизонтом. Это может привести к прорыву воды к забою скважины, в результате чего уменьшится ее дебит. Подобные явления в работе хранилища нежелательны.

Допустимое с точки зрения безводной эксплуатации скважины снижение давления при отборе газа из хранилища значительно изменяется аля отдельных скваж-ин и хранилищ.

Допустимая депрессия определяется экспериментально и зависит от величины рабочего давления в хранилище, от мощности газоносной части песчаника между забоем скважины и уровнем пластовых вод, от проницаемости этого участка и наличия в нем плотных про-пластков.

На одном из хранилищ газа допустимый перепад давления при отборе составлял 4,2 кГ/см² при избыточном давлении в пласте-хранилище 49 ат.

В подземных хранилищах, где нет опасности прорыва подошвенных вод, максимальный расход газа при отборе будет определяться рабочим давлением в магистральном трубопроводе, в который подается газ из хранилища или мощностью компрессорной станции, нагнетающей газ в магистральный газопровод. Как уже отмечалось, максимальный отбор газа из скважины и, следовательно,

12    3^56    7

Расход газа, млн. нм³/сутки

w

42

W

38

36

Зк

3Z

30

28

26

2к

гг

20

18

16

§

1

СЪ

1

сэ

4

5

Рис. XVIII. 16. Кривая зависимости максимальных расходов газа при различных давлениях на одном из хранилищ.

из хранилищ иногда ограничивается выносом с забоя скважины твердых частиц породы, в результате чего разрушается и коллектор. Эрозионное действие частиц может привести к разрушению устьевого оборудования.

На рис. XVIII. 16 показана кривая зависимости максимальных расходов газа при различных давлениях на одном из хранилищ.

Избыточное давление на устье скважины в момент вскрытия месторождения было 29 ат. Предельно допустимая депрессия составляла 3,5 ат и по мере снижения пластового давления постепенно понижалась.

Такая депрессия была принята в результате исследовательских работ, которыми была установлена опасность прорыва в скважину пластовых вод при дальнейшем увеличении депрессии.

8. РАСЧЕТ РАБОТЫ ПЛАСТА

Очень важно уметь определять за несколько месяцев и даже лет, какое давление будет на выходе из хранилища при различных расходах газа. На рис. XVIII. 17 представлена диаграмма для рассматриваемого подземного хранилища, по которой можно определить давление на приеме компрессорной станции, расположенной на расстоянии 19 км от подземного хранилища. Диаграмма представляет собой совмещенный график индикаторной кривой хранилища и кривых падения давления в газосборной системе, установке по осушке газа и магистральном трубопроводе.

В качестве параметра прн построении кривых принято давление в наблюдательных скважинах, которое может быть представлено в виде функции объема активного газа, находящегося в хранилище.

После нескольких лет работы подземного хранилища, когда хорошо известны максимальные и минимальные объемы хранения газа, этот график может быть выполнен весьма достоверно.

ЬО 80 120 160 200 гьо Расход газа при отборе, млн нм*/сутки

Рис. XVIII. 17. Диаграмма для подземного хранилища.

Используя кривые, приведенные на рис. XVIII. 13 и XVIII. 17, можно заранее рассчитать объем газа, который должен находиться в хранилище, для того чтобы гарантировать удовлетворение пиковых спросов на газ.

В то же время, имея данные по объемам хранимого газа, можно выполнить обратную задачу, определить максимальный расход газа из хранилища и, следовательно, подобрать оборудование необходимой производительности для скважин, газосборной системы и компрессорной станции, т. е. сделать всю систему работоспособной и при максимальных отборах.

В табл. XVIII. 8 дается сравнение ряда величин, которые были рассчитаны с фактическими показателями работы рассматриваемого хранилища.

Расчетное давление на приеме компрессорной станции по данным таблицы на рис. XVIII. 17 отличается от фактического на 0,56—0,28 ат. Подобных сравнений было сделано много, и разница не превышала величины _от —0,7 до —0,7 ат. Такую точность можно считать достаточной.

Отбор газа из хранилища не является постоянным по объему на протяжении суток. Поэтому постоянный отбор газа в период от 4 до 6 ч преобразуется в суточную норму отбора. Давление на приеме компрессорной станции в течение суток будет мало изменяться вследствие незначительной разности отбора газа в другие часы по сравнению с отбором в период от 4 до 6 ч,

ч,гчо

•z. ¦*-?! о ^

St

2,540

1,890

ОЩ

О

<э

а;

а а:

|»0,вад

1,690

I 2.5W

vt З.Ш Е

сэ ^ 7ч4

Время, месяцы

Рис. XVIII. 18. Объемы отбора газа и закачки его в подземное хранилище за сутки

в 1953 г.

Данные диаграммы XVIII. 17 могут быть также использованы для определения давления на нагнетательной линии компрессорной станции, если необходимо закачивать различные количества газа в подземное хранилище.

При расчетах нагнетательной линии надо учитывать, что газ не будет проходить через установку осушки. Соответственно и потери давления в системе при нагнетании уменьшатся.

Кроме того, давление на выкиде компрессорной станции должно быть принято как основной или базисный параметр, а давление на устье скважин будет искомой величиной.

9. РАБОТА ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА В ТЕЧЕНИЕ СУТОК

Важным звеном в операциях, связанных с подачей газа потребителю, является диспетчеризация. Диспетчер, обычно находящийся на участке главного района потребления газа, должен собрать данные о погоде и на основе этих данных, а также сведений о деятельности промышленных и торговых предприятий уточнить потребность в газе по часам в течение суток.

При этом необходимо учитывать, что работу магистральных газопроводов стремятся осуществлять с постоянной часовой и суточной нагрузкой, поэтому все изменения в спросе на газ должны перекрываться за счет работы подземного хранилища газа.

Таблица XVIII. 8 Сравнительные данные по фактическим и расчетным давлениям для подземного хранилища

Собранные и уточненные данные в виде норм отбора, обеспечивающих потребителей газа по каждому району, передаются в центральное управление. Это может быть сделано в форме часового потребления газа по объему или в виде давлений, которые должны поддерживаться на магистральных газопроводах; могут передаваться и те и другие данные.

Для увеличения объема отбора газа из хранилища при работе всех действующих скважин необходимо понизить давление на выходе газосборной сети или на приеме компрессорной станции. При этом для получения точных результатов замера увеличенного объема газа необходимо заменить диафрагмы или подключить в сеть дополнительный счетчик. Может возникнуть необходимость изменения цикла в установках по осушке газа, хотя они обычно устанавливаются с учетом максимальной нагрузки. На диаграмме (рис. XVIII. 18) показаны суточные объемы отбора и закачки газа в подземное хранилище за 1953 г.

Увеличение отбора газа из подземного хранилища потребует увеличения мощности компрессорной станции. Для этого приходится либо включать в работу резервные компрессоры, либо уменьшать объем вредного пространства, либо изменять число рабочих цилиндров. Иногда в случае высокой степени сжатия приходится переходить на двухступенчатое компримирование.

Переход от закачки к отбору газа из хранилища выполняется следующим образом. В центральной станции по замеру газа меняют направление его потока, соответственно заменяют диафрагмы счетчиков, включают установки по осушке газа, которые при закачке обычно не работают, кроме того, для изменения направления движения потока газа понижают давление на приеме в компрессорной станции или магистральном трубопроводе.

На подземных хранилищах, на которых на скважинах установлены подогреватели, может возникнуть необходимость ввода их в действие, например, воспламенением запальников. Эти запальники должны работать на протяжении того времени года, когда газ отбирается из хранилища.

В период отбора газа из хранилища все действующие скважины следует часто осматривать. Осмотр можно выполнять один раз в сутки; на некоторых подземных

хранилищах осмотр производится Через каждые 8 ч как днем, так и ночью. При осмотрах скважин регистрируется давление и проверяется работа подогревателей. Частый осмотр скважин и постоянная регистрация дают возможность оператору быстро установить, какая из скважин снизила дебит. В период закачки газа осмотр скважин не имеет такого существенного значения и производится 1—2 раза в неделю.

Давление по ключевым наблюдательным скважинам следует проверять каждые сутки на протяжении всего года. Другие наблюдательные скважины можно осматривать периодически.

10. РАБОТЫ, ПРОВОДИМЫЕ ПРИ ПРЕКРАЩЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА

При эксплуатации хранилища бывают периоды, когда спрос на газ равен производительности магистрального газопровода. В это время работа подземного хранилища прекращается. После остановки в каждой скважине ежедневно в течение 7—15 суток измеряется давление. Этого времени вполне достаточно для того, чтобы давление между скважинами выравнялось и снизилась депрессия, которая образовалась в процессе отбора газа. По данным ежедневных замеров давления по всем скважинам можно составить схему движения газа в пласте в период остановки хранилища.

11. РАСЧЕТ СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ-ХРАНИЛИЩЕ

Давление, измеренное в последний день периода остановки хранилища, осредняется для получения среднего статического давления в хранилище. Наиболее точный метод определения среднего давления состоит в том, что давление, измеренное на конкретной скважине, берется с учетом той доли общего объема хранилища, которая приходится на данную скважину. Для выполнения такого расчета должна быть составлена карта равных мощностей по хранилищу. При этом должны быть известны осредненные или точные данные о пористости и остаточной водонасыщенности пласта-коллектора. Если расположение скважин на хранилище таково, что не все его части контролируются, то, возможно, необходимо составить карту равных статических давлений и определить среднее давление для каждого участка хранилища, используя планиметр. Способы получения среднего давления описаны в главах X и XI.

Затем определяется средневзвешенное по объему давление в хранилище. Имея данные о давлении и объеме газа, находящегося в хранилище, можно рассчитать геометрический объем хранилища газа.

Повторяя подобные расчеты для различных моментов времени, можно построить кривую, аналогичную верхней кривой, изображенной на рис. XVIII. 14. Если при этих расчетах окажется, что объем хранилища больше нормального, то это значит, что происходят прорыв газа и уход его из хранилища.

12. ПОТЕРЯННЫЙ И НЕУЧТЕННЫЙ ГАЗ

Во всех системах транспорта и распределения газа неизбежны потери. Имеется также некоторый объем неучтенного газа. Обычно это потери выражаются в процентах относительно объема газа, подаваемого в систему. Потери имеются в сальниках штоков, компрессорных поршней, в винтовых соединениях, через уплотнительные части задвижек, через микроскопические отверстия на поверхности трубопроводов. Когда утечки становятся достаточно большими, их замечают и устраняют.

Так как при Хранении ГаЗа применяется то же оборудование, что и при его транспорте, следует предполагать, что аналогичные потери и неучтенный газ имеются и в этом случае.

Однако учет этих потерь связан с большими трудностями, так как невозможно с достаточной степенью точности определить объем газа, находящегося в хранилище. Общая сумма потерь газа в системе хранения может быть не выявлена в течение ряда лет до тех пор, пока это не станет заметным. В идеальном случае потери должны учитываться из месяца в месяц.

Для подсчета потерь в хранилище можно применить способ, применяемый в системах транспорта газа. Определяется количество задвижек, цилиндров, винтовых соединений, наземных трубопроводов на компрессорной станции, а также наземных трубопроводов на хранилище. Потери в них зависят от давления в системе и должны уточняться в соответствии с его изменениями.

В магистральных трубопроводах давление сравнительно постоянное и потери газа приблизительно постоянны, особенно если он связан с подземным хранилищем. На подземном хранилище изменения давления происходят довольно часто и в значительных пределах; соответственно будет изменяться и величина утечек газа. Но в среднем утечки, исходя из давления, будут близкими к утечкам, которые имеются при давлении в подводящем газопроводе. Ориентировочно можно принять, что потери газа в наземных сооружениях подземных хранилищ составляют 0,06 нм³/год ат с 1 м² поверхности трубопроводов.

13. АНАЛИЗ ГАЗА ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ЕГО ДВИЖЕНИЯ

Анализы могут быть хорошим средством изучения движения газа, смешивания его внутри хранилища и, возможно, миграции в близлежащие структуры. Газы, закачиваемые в хранилище, часто имеют достаточное количество отличимых компонентов, не входящих в состав газа, находящегося в хранилище. Например, газ с промысла Хьюготон содержит высокий процент азота и гелия. Газ с месторождений Мексиканского залива содержит сравнительно большие количества углекислоты.

Смешение газа внутри хранилища не происходит та;; полно, как это в свое время предполагалось.

На хранилище Мичиган было добыто 50% закачанного летом сухого газа, прежде чем его точка росы начала понижаться. В конце периода отбора газ оказался насыщенным водой. На другом хранилище скважина, расположенная в купольной части структуры, была закрыта для наблюдения за давлением в течение длительного времени периода в начале работы хранилища. После закачки газа в хранилище из месторождения, газ которого содержал 15,5% азота, в образцах газа, взятых из закрытой скважины, при анализе масс-спекто-метром обнаружили 10,1 % азота. В то же время газ месторождения, в котором создано хранилище, содержал только 8% азота.

Небольшие газовые залежи часто находятся вблизи крупных месторождений. И не всегда возможно без больших затрат на бурение определить место, где они соединяются.

Давления в небольших залежах вследствие работы основной залежи (хранилища) часто изменяются за счет гидродинамической связи всей системы. Если состав газов по залежам не одинаков, то периодическое взятие проб газа, отбираемого из скважин, расположенных на примыкающих к основному месторождению или хранилищу, и анализ этих проб являются средством определения перетоков газа.

Два примыкающих друг к дру^у месторождения в Мичигане при давлении 14—17,5 ат в 1950 г. были закрыты для использования их в качестве хранилищ. В одном из месторождений закачка газа началась немедленно, и в 1951 г. абсолютное давление в нем было доведено до 49 ат. Другое месторождение находилось в бездействии, однако абсолютное давление, измеренное в скважинах, расположенных в центре, выросло до 28 ат. Эта величина равна среднему за цикл значению давления в работающем хранилище. Все геологические данные также указывали на то, что эти месторождения соединяются.

Данные анализа проб газа, взятых из скважин простаивающего месторождения, однако, не дают основания утверждать, что газ поступает из примыкающего хранилища.

Для анализа проб газа хорошие результаты дает применение масс-спектрографии и газохроматографии. Для получения точного анализа газа необходимо, чтобы вместе с пробами, предназначенными для анализа, отбиралась и контрольная проба.

§ 7. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ВЫРАБОТАННЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Частично выработанные нефтяные месторождения имеют много общего с выработанными газовыми месторождениями. Когда рассматривается возможность использования выработанного нефтяного месторождения в качестве хранилища газа, предварительно необходимо изучить все имеющиеся данные по этому месторождению. Продуктивность нефтяных скважин служит средством определения продуктивности их по газу.

Общий объем добычи нефти и газа позволяет определить объем полезного порового пространства с точки зрения последующего хранения газа. Закачку газа в пласт на выработанном нефтяном месторождении можно совместить с процессом вторичной добычи нефти. При решении вопроса об использовании выработанного нефтяного месторождения в первую очередь необходимо установить режим эксплуатации этого месторождения (водонапорный, газовый и т. д.). Данные о изменениях пластового давления в процессе разработки месторождения должны быть использованы при разработке режима работы, но уже хранилища газа.

В табл. XVIII. 9 приводятся данные по трем выработанным нефтяным месторождениям, которые были использованы для сооружения подземных хранилищ газа. Первое, Плайа дель Рей, расположено вблизи Лос-Ан-желоса в Калифорнии. Газ закачивался на этом месторождении через скважины, расположенные в купольной части. Ниже были расположены фонтанные скважины, дававшие нефть с водой, а на крыльях структуры располагались глубоко-насосные скважины.

Добыча нефти в 1956 г. составляла около 160 тыс. м³/сутки. Нефть низкого удельного веса и сравнительно вязкая. При использовании некоторых скважин для закачки и добычи газа встретились большие трудности, связанные с образованием эмульсий. Это хранилище используется для покрытия пиковых нагрузок в утренние часы холодных дней.

Месторождение Нью-Йорк Сити в Техасе приурочено к рифовым известнякам. Нефть легкая и при давлении 162 ат газом недонасыщена. Пластовый объемный фактор был равен 1,66. В 1 ж³ нефти растворено 169 ж³ газа. Газовый фактор в начале эксплуатации месторождения рос и достиг 28 тыс. ж³/ж³, когда на месторождении прекратили добычу нефти. Абсолютное пластовое давление при этом было равно 91 ат.

Вследствие высокого газового фактора отбор нефти составил только 18% от ее запасов.

При эксплуатации хранилища были использованы для закачки и отбора газа две скважины, расположенные в купольной части структуры; четыре скважины, расположенные ниже по структуре, использовались для добычи нефти с возвратом газа на закачку.

Общая добыча при вторичном способе эксплуатации по месторождению ,на конец 1955 г. составила более 23 тыс. ж³.

Третье месторождение, Монтебелло, многопластовое (восемь пропластков). Добыча нефти по месторождению составляла 53 м^/сутки, когда приступили к закачке газа. Вначале на этом хранилище было использовано шесть инжекционных и одиннадцать эксплуатационных скважин.

Таблица XVIII. 9

Данные по выработанным нефтяным месторождениям, которые были использованы в качестве газохранилищ

1. ЕМКОСТЬ ХРАНИЛИЩА

Добыча нефти и газа по месторождению дает возможность предположить, что освободившееся поровое пространство может быть использовано для хранения газа. При использовании выработанных месторождений следует учитывать как усадку нефти в прошлом, так и текущую усадку, вызванную тем обстоятельством, что

в,398 0,368 0,340 0,311 0,283 0,254 0,22S 0,198 0,169 0,141 0,113 0,0848 0,05SS\ 0,0283\

is

4:

?

Co

«'’Э

s:

a:

C;

*:

cf

t

e

о

t

С

со

I

¦в

|5=

(XVIII. 1)

где V — объем газа, который может вместить хранилище; ДN — количество добытой нефти; Во — коэффициент сжимаемости породы пласта; р — абсолютное пластовое давление; Т — абсолютная пластовая температура; г — коэффициент сжимаемости газа.

Пространство, освобожденное газом, выделившимся из еще недобытой нефти,’ может быть рассчитано, если известно, сколько его отобрано. Однако при этом необходимо определить, не будет ли закачиваемый газ снова растворяться в нефти при Повышении пластового давления.

После выполнения нескольких циклов, связанных с хранением’ газа н вторичной добычей нефти, емкость хранилища несколько увеличится.

Расчет количества газа в действующем хранилище требует определения изменений и давления. Давление в течение цикла зависит от проницаемости пласта, глубины его залегания и других причин. В нормальных условиях залежь находится под давлением, определяемым гидростатическим градиентом и глубиной . залегания пласта-коллектора. Установлено, что при закачке газа давление можно довести до величины, превышающей начальное значение, в том случае, если слагающие кровлю пласта породы достаточно плотные и прочные. Если имеются водонасыщенные подстилающие пласты, независимо от степени активности вод объем порового пространства, занятого газом, будет изменяться, так как изменение давления вызовет перемещение воды. В подобных случаях следует строить цикл таким образом, чтобы давление в хранилище над первоначальным значением в летний период соответствовало снижению давления по сравнению с той же величиной в конце сезона отбора газа.

В результате таких изменений перемещение воды в пласте будет минимальным.

газа отбирается больше того количества, которое растворено в единице объема нефти.

После того как составлен материальный баланс месторождения, газовая фаза определяется непосредственно. Емкость выработанного нефтяного месторождения по газу определяется следующим уравнением:

8 10 12 14 IB 18 20 22 24 2 4 6 8 Время суток, часы

Рис. XVIII. 19. Зависимость темпа отбора газа от времени.

Д NpBo ^:    Тг    '

Газовместипость, нм³/м^} добытой нефти

Рис. XVIII. 20. Диаграмма, составленная для приближенного определения емкости хранилища в выработанном нефтяном месторождении при относительном удельном весе газа по воздуху, равном 0,6.

Максимально допустимое давление зависит от свойств покрышки, т. е. пласта, расположенного над кровлей хранилища, и, по-видимому, не должно превышать 0,14 ат на 1 м глубины.

На рис. XVIII. 20 представлена диаграмма, составленная для приближенного определения емкости хранилища в выработанном нефтяном месторождении при относительном удельном весе газа по воздуху 0,6.

Температура грунта принята равной 12° С на глубине Оли 128° С на глубине 3050 м.

Пластавый объемный коэффициент при удельном весе нефти 0,82 Г/см³ и при абсолютном давлении 302 ат принят равным 1,75. Кривая позволяет рассчитать общую емкость хранилища по газу на 1 млн. мз добытой нефти. Но при этом не принято в расчет поровое пространство, освобожденное газом, добытым вместе с нефтью.

Например, при общем отборе нефти 40% от запасов и избыточном пластовом давлении 14 ат при режиме растворенного газа в месторождении может храниться свыше 40% газа, так как дополнительное пространство создается за счет выделения газа из остаточной нефти.

Некоторое количество газа будет растворяться в нефти, но когда прекращается вторичная добыча нефти, этот процесс дает определенное преимущество, так как при давлении 210 ат газ в растворенном виде занимает меньше пространства, чем в газовой фазе.

Доля активного объема газа зависит от давления закачки и отбора газа и может составить от 40 до 70% от количества газа, находящегося в хранилище.

Емкость по газу нефтяного месторождения с водонапорным режимом зависит от подвижности пластовой воды.

На месторождениях с водонапорным режимом вместе с нефтью извлекается много воды; при разработке таких месторождений вода часто возвращается обратно в продуктивный горизонт через скважины, расположен-

ные на контуре месторождения. Но большое количество воды может не быть возвращено в пласт.

При давлении в хранилище выше давления вскрытия пласта краевые воды будут оттеснены туда, откуда они переместились в продуктивный горизонт.

Q

(XV111. 4)

Процесс осушения пористой среды не изучен, но можно рассчитывать на то, что основная масса краевых вод, прорвавшихся в продуктивный пласт в течение нескольких лет работы газового хранилища, должна быть оттеснена из последнего.

2. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПО ГАЗУ

Для расчета производительности нефтяных скважин как при закачке, так и при отборе газа желательно иметь данные по дебиту нефти и забойному давлению по этим скважинам. Уравнения потока нефти и газа могут быть совместно решены и представлены в следующем виде:

kh

(XVIII. 2)

(Pi — Рг)

1п -

где Он — дебит нефти в см^г/сек; В — коэффициент сжимаемости породы пласта; pi — абсолютное пластовое давление в ат; р₂ — абсолютное забойное давление в ат; h — мощность пласта в см; k — проницаемость в д; г\— радиус залежи; г₂ — радиус скважины; цн—вязкость нефти.

Аналогично при установившейся ламинарной фильтрации газа получим

kh

_ QzT и_г р\-р\

(XVIII. 3)

где Q — дебит газа в см³/сек; z — коэффициент сжимаемости газа; Т — абсолютная пластовая температура; Цг — вязкость газа в спз; Т_а — абсолютная нормальная температура.

[р]-р1)г

^z7>r(Pl -Р₂)н    ‘

Уравнение (XVIII. 4) может быть решено, если известны следующие данные: Q_H при данном перепаде давления (р\— Рг)н. В, (1_Я. Т и г.

Уравнением не учитывается газ, добываемый вместе с нефтью, а также испарение газа из нее.

Аналогично может быть выведено уравнение движения потока газа, в котором учитывается отклонение от закона Дарси.

3. ВТОРИЧНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Имеются три положения, которые заслуживают рассмотрения по вопросам вторичной добычи нефти. Первое — добыча нефти может быть экономически целесообразна, но при этом необходимо учитывать количество добываемой нефти и дополнительную емкость для хранения газа, создаваемую при добыче нефти. Второе—¦ процесс вторичной добычи нефти можно использовать для регулирования подготовки пласта под хранилище газа. И третье — отбор нефти может повысить производительность скважин по газу.

При подготовке частично выработанного нефтяного месторождения под хранилище газа скважины должны быть пробурены таким образом, чтобы приток нефти осуществлялся в результате естественного дренирования. Скважины, расположенные на контуре структуры, требуются для того, чтобы удалить из пласта жидкость, приток которой создается за счет увеличения объема остаточной нефти, вызванного повышением давления в пласте. Удаление любой подвижной жидкой фазы необходимо для того, чтобы получить сухую пористую среду для движения газа.

Это может быть достигнуто при применении вторичных процессов добычи. Необходимо отметить, что возможный отбор нефти так или иначе оправдает эти работы и, кроме того, успешность операций, связанных с хранением, зависит от степени удаления подвижной нефти из пласта.

§ 8. ХРАНЕНИЕ ГАЗА В ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТАХ

В табл. XVIII. 7 показано, что на 1/1 1956 г. в четырех различных штатах имелось пять подземных хранилищ газа, созданных в водоносных пластах.

Объем активного газа этих подземных хранилищ составлял менее 5% от всего объема газа, находившегося в подземных хранилищах в США.

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТРУКТУРЫ, ПРИГОДНОЙ ДЛЯ ХРАНЕНИЯ ГАЗА

При поисках структуры, отвечающей требованиям сооружения подземного хранилища газа, необходимо, чтобы эта структура была антиклинального типа. Случайно структура может быть выявлена по поверхностным геологическим признакам или с помощью керна, получаемого в процессе бурения скважин.

Более часто при поисках структур применяют геофизические методы. Не исключена возможность бурения скважин малого диаметра для отбивки маркирующего пласта. Изучение керна позволит выявить возможности использования намеченного пласта для создания в нем хранилища газа. Стандартного размера скважины должны быть пробурены в купольной части структуры, при этом должен быть отобран в определенных интервалах керн с целью изучения пористости и проницаемости водоносных песчаников, доломита, известняков, а также непроницаемости породы (сланцев или известняков), располагающихся над кровлей пористого и проницаемого коллектора. После того как выбран пласт для подземного хранилища, должны быть пробурены дополнительные разведочные скважины для оконтуривания структуры.

Структура, где будет расположено хранилище, должна быть изучена полностью.

По-видимому, наиболее серьезным требованием при сооружении хранилища в водоносном пласте является наличие над водоносным пластом сплошного пласта-покрышки, сложенного непроницаемыми породами. Отбор керна и последующее лабораторное изучение его должны дать данные о плотности породы, покрывающей водоносный пласт. Какова должна быть допустимая проницаемость или мощность покрышки или их комбинация, чтобы предотвратить уход газа из пласта, до сего времени еще точно не установлено. Надо полагать, что проницаемость должна быть достаточно низкой, порядка 10^-5 мд и менее, чтобы не было возможности передвижения воды в норовом пространстве. Практически в большинстве случаев необходимо произвести испыта-

О)

I:

Сз

/

При постоянном расходе

1/

(XVIII. 6)

При постоянном ЗаВпении

—» Воепя Рис. XVIII. 22.

ние пласта, закачав в него газ и наблюдая в течение сравнительно большого периода времени, сохраняется ли газ в пласте или просачивается через герметизирующий пласт в верхние горизонты. Не исключено, что хранилища с небольшими утечками газа могут быть экономичными при выполнении работ по сбору прорвавшегося газа из верхних зон и возвращению их в пласт.

2. СВОЙСТВА ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Горизонтально залегающий водоносный песчаник с непроницаемой покрышкой и основанием, протягивающийся на многие километры, часто называют просто водоносным пластом.

Заметным образом снизить давление на значительном расстоянии от эксплуатирующейся водяной скважины чрезвычайно трудно, так как протяженность пласта велика, запасы воды в нем обычно бывают большими, так что количества жидкости, выделяющиеся за счет расширения породы и самой воды, достаточно велики.

При хранении газа в водоносном пласте давление в нем должно быть поднято выше первоначального пластового, чтобы оттеснить воду из пласта. При первоначальной закачке газа через водяные скважины может понадобиться повышение давления на 10—20 ат выше давления в водоносном пласте, чтобы создать условия для поступления газа в пористую породу.

Движение газа в пласте рассчитывается по обычным формулам. Скорость, с которой можно закачивать газ при заданном давлении, определяется поведением водоносного пласта в условиях неустановившегося режима.

Для расчета используются уравнения неустановившегося потока воды, выведенные Ван Эвердингеном и Херстом:

q = 6,283 mC_bR* h (Р_г— р_в) Q_v (XVIII. 5)

где q — количество воды, оттесняемой газом, в м³; m — пористость пласта; С_в — приведенный коэффициент сжимаемости воды и породы пласта в 1 /ат; R — радиус газового пузыря в м; h — мощность пласта в м; р_г—абсолютное давление, действующее на газовый пузырь, в ат\ рв — начальное абсолютное давление в водоносном пласте в ат\ Q_t — функция безразмерного времени t_D (определяется по табл. X. 4—X. 8):

где k — проницаемость породы пласта в мд\ t — время с момента поддержания давления на установленном уровне в сутках; р. — вязкость воды в спз.

Для решения уравнения (XVIII. 5) необходимо знать сжимаемость воды (рис. XVIII. 21) и уменьшение объема пор в зависимости от снижения давления.

При этом следует учитывать, что растворение в воде газа повышает ее сжимаемость на 20% на каждые

0,00833 kt = тц C_BR² ’

Рис. XVIII. 21.

3,56 м³ газа, растворенного в I ж³ воды. Если требуется сократить срок создания хранилища газа, то следует отбирать воду из скважин, расположенных вблизи контура газового пузыря, или повышать давление закачки газа.

Приведенные выше расчеты можно применять для хранилищ, сооруженных на выработанных газовых и нефтяных месторождениях с подошвенной или краевой водой. Для расчета изменений объема хранилища в любой период времени может быть использована средняя разность между давлением газа в хранилище и давлением в водоносном пласте.

Ограничение перемещения воды в пласт-хранилище и из него определяется горизонтальным движением воды в периферийной зоне независимо от того, имеются ли подошвенные воды.

Уравнение Ван Эвердингена и Херста для расчета

повышения давления на контуре хранилища при постоянной скорости вытеснения воды имеет следующий вид:

19,2 ₉цр,

Р — Рв= kh

где q—расход вытесняемой воды в м^г1сутки\ Pt — функция t_D, определяемая по табл. X. 4 — X. 8.

Закачку можно про* водить и в условиях переменного расхода газа и давления. Но расчеты.в этом случае следует проводить, используя принцип суперпозиции.

J0    ЮО    150

Температура, °С

§ 9. ЭКОНОМИКА ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

Общие капиталовложения в подземное хранилище складываются из затрат на оборудование, разработку хранилища, создание упругой газовой подушки или буферного газа, осушку, компримирование и транспортировку газа.

Затраты на оборудование включают в себя стоимость оставшихся нефтяных или газовых скважин.

Подготовительные работы по созданию хранилища включают затраты на бурение скважин для закачки и отбора газа, наблюдательных и структурно-контроль-ных скважин, затраты на оборудование устья скважин и на газосборные сети.

Полная стоимость бурения скважин, включающая собственно бурение, крепление обсадными трубами, цементирование, отбор керна, каротаж и испытание, колеблется от 15 до 350 долл. за I ж в зависимости от глубины, количества отбора керна, объема каротажных работ и стоимости опробования.

Стоимость бурения скважины на хранилище глубиной до 710 м при полном оборудовании ее составляет 35 долл. за 1 м.

Оборудование устья одной скважины может стоить до 5000 долл. Стоимость газосборной системы зависит от производительности скважин и системы их .размеще-

НИя, но не превышает 10 тыс. долл. на скважину. Значительные затраты на некоторых промыслах вызываются перебуриванием и переоборудованием законсервированных и заброшенных нефтяных и газовых скважин. Эти затраты иногда больше, чем на бурение новых скважин.

В среднем по всем подземным хранилищам соотношение активной и буферной частей общего объема составляет 1 : 1. Стоимость буферного газа в зависимости от местоположения хранилища колеблется от 1 до 2 центов за 1 м³.

В некоторых случаях стоимость этого газа должна быть равна цене газа, подаваемого по магистральному газопроводу в период резкого снижения потребления.

Затраты на компримирование, перекачку, осушку и другие виды обработки газа зависят от конкретных условий. Стоимость сооружения компрессорной станции составляет примерно от 150 до 300 долл. на 1 л. с, установленной мощности. Стоимость газопровода определяется примерно в 70—80 центов на 1 см диаметра и 1 м длины трубопровода. Стоимость сепарации и очистки газа обычно включается в стоимость компрессорной станции.

По данным Дугласа Белла максимальные капиталовложения в подземные хранилища в расчете на рабочий газ составляют 35,5 долл. на 1000 м³.

Комитет по подземному хранению американской газовой ассоциации сообщает, что общие капиталовложения в подземное хранение газа на 31 декабря 1955 г. достигли примерно 377 млн. долл. Сюда включены стоимость буферного газа, газосборных сетей, скважин, компрессорных станций и т. д.

Общий объем рабочего газа составил на это же время 32,3 млрд. м³, что составляет по затратам около

11,7 долл. на 1000 м³ газа.

Беллом также установлено, что эксплуатационные расходы по подземному хранению газа составляют около

2,8 долл. и даже менее на каждые 1000 м³ поставки газа.

Исследования одного предприятия показывают, что в сезон 1955—1956 гг. при поставке из хранилища в количестве около 1,5 млрд. м³ эксплуатационные затраты, включая 3% амортизации, составили около 2 долл. за 1000 м³ газа.

I, ЗАТРАТЫ ПРИ ДРУГИХ СПОСОБАХ ХРАНЕНИЯ ГАЗА

При других способах хранения газа затраты значительно выше. По данным Белла стальные газгольдеры низкого давления стоят несколько тысяч долларов, а трубные, высокого давления батарейного типа, несколько сотен долларов на каждые 1000 м³.

Сжижение газа при низкой температуре и хранение его стоят от 180 до 350 долл. на 1000 м³ емкости. Очевидно, что при большой емкости эти затраты будут значительно снижены.

По расчетам, выполненным Крейгером, хранение в сферических резервуарах требует капиталовложений около 80Q0 долл., а в газгольдерах низкого давления более 5500 долл., в стальных трубах 1700 долл. и при хранении в сжиженном виде около 450 долл. на 1000 м³.

В течение последних 5 лег жидкие углеводороды, особенно сжиженный нефтяной газ, харнится в горных выработках и в емкостях, сооруженных методом рас-тьореиия в отложениях каменной соли.

Стоимость хранилищ в горных выработках состан-ляет от 143 до 180 долл. на 1000 м³ емкости, что в 2 раза менее стоимости сооружения хранилищ в отложениях каменной соли.

Из расчетов, выполненных Крейгером, следует, что-капитальные затраты нк сооружение хранилища для хранения сжиженного газа и установки для регазификации жидких углеводородов и добавления к ним воздуха для доведения теплотворности газовоздушнон смеси до 7500 ккал/м³ составляют для хранилищ, созданных в горной выработке, до 225 долл., а в отложениях каменной соли до 130 долл. на каждые 1000 м³ емкости.

2. СНЯТИЕ ПИКОВЫХ НАГРУЗОК В ЗИМНЕЕ ВРЕМЯ ЗАМЕНИТЕЛЯМИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Для снижения пиковых нагрузок в зимнее время можно использовать искусственный нефтяной газ или пропано-воздушную смесь.

Капитальные затраты на современных установках для производства высококалорийного нефтяного газа составляют от 9,5 до 6,3 тыс. долл. на 1000 м^ъ суточной их производительности. На более крупных установках удельные затраты снижаются. Капиталовложения при строительстве установок по производству пропано-воз-душной смеси совместно с хранилищем в горной выработке на двадцатидневный запас сжиженного газа может составить 6 тыс. долл. на 1000 м суточной продукции и даже ниже, если общая производительность установки составляет 425 тыс. м³ и более смеси в сутки.

Стоимость пропана является основным фактором в стоимости пропано-воздушной смеси, предназначаемой для удовлетворения повышенного спроса на газ в зимнее время. Стоимость пропана составляет 2,6 цента за

1 л; в смеси с воздухом теплотворностью 7,5 ккал эквивалентная стоимость составляет 31,1 долл. за 1000 м³. Амортизационные расходы по установкам и хранилищам зависят от объема ежегодного производства пропановоздушной смеси.

Имеется ряд процессов по производству нефтяного газа высокой теплотворности. Стоимость сырья и эксплуатационные расходы не имеют существенного различия в этих процессах.

Существенное значение в снижении стоимости нефтяного газа имеет утилизация нефтяных остатков и легкой нефти. Затраты по процессу и эксплуатационные расходы составляют примерно около 2 долл. на 100Q ж³.

Амортизационные расходы также зависят от ежегодного объема производства. Однако достаточно ясно, что амортизационные расходы при производстве нефтяного газа будут в 10 раз выше амортизационных расходов по производству пропано-воздушной смеси при одинаковом объеме производства.

В заключение следует отметить, что.подземное хранение газа в выработанных нефтяных, газовых месторождениях и водоносных пластах является более экономичным, чем другие известные средства хранения или производства продуктов — заменителей природного газа.

Однако удовлетворение спроса на газ в отдельные периоды, особенно в пиковые, п зимнее время может быть выполнено за счет других видов хранения газа или за счет производства заменителей природного газа.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблицы—П. 1—П. 20

Точка кипения прн абсолютном давлении 1,033 ат, ®С

Молекулярный вес

Метан ,............. . .

Этан.................

Пропан ................

«-Бутан...............

2-метнлпропан (нзобутан)......

ч-Пентан . .    ............

2-метнлбутан (нзопентан)

2, 2*днметилпропан (неопентан) . . «- Гексан ..............

2-метнлпентан    . .    .........

3-метнлпентан    . , ..........

2, 2-диметнлбутан (неогексан) . . .

2, 3-днметнлбутан..........

«-Гептан ..............

2-метнлгексан    ............

3‘Метнлгексан ............

3-этнлпента н.............

2, 2-днметнлпентан.........

2,    4-днметнлпентан.........

3,    3-днметнлпентан ........

2, 2, З-трнметнлбутан (трнптан) . . «-Октан.............

2, 5-днметилгексан (дизобутнл) , . 2, 2, 4-триметилпентан («изооктан»)

-Нонан...............

«-Декан ...............

Цнклопентан ............

Метнлцнклопентан .........

Цнклогексан .    ..........

Мети лцикло гексан .........

Этилен ................

Пропилен............ . .

1-буте н................

2-бутен    , ...............

транс-2 бутен............

Изобутилен . . ...........

Амнлен-1............. . .

I, 2*бутаднен ...........

1, 3-бутаднен............

2-метнл-!, 3-бутадиен (изопрен) . .

Этин (ацетилен)..........

Бензол ................

Толуол................

Этнлбензол .............

I, 2, днметнлбензол (о-кснлол) . . 1, 3-днметнлбензол (m-кснлол) . . .

1, 4-днметнлбензол (р-кснлол) . . .

Стирол (фенил-этилен).......

Изопропилбензол (кумол)......

Метиловый спирт . . , . , .....

Этиловый спирт . . . . , ......

Окись углерода...........

Двуокись углерода...... . . .

Сероводород.............

Двуокись серы ..........

Аммиак . . . ........ . . . .

Воздух................

Водород ...............

Кислород..............

Азот.................

Хлор . . , ..............

Вода............... . .

Хлористый водород.........

фепечатано нз (V, 1]. Значения в скобках получены расчетом.

<тановые числа с отрицательным знаком получены нз смеси с данным топливом.

!йствнтельные объемы газа с поправкой, бивалентное октановое число (газ).

;тановое число со знаком плюс означает октановое число, соответственно октановому числу 2, 2. ютность жидкости в г/мм при нормальной точке кипения, плота сублимации.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица П. 1

деленным числом миллиметпов тэтраэтнлсвннпа