Гидрогеологические условия создания и контроля за работой подземных хранилищ углеводородов. Гидрогеологические основы захоронения промстоков

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция

Гидрогеологические условия создания и контроля за работой подземных хранилищ углеводородов. Гидрогеологические основы захоронения промстоков

Для подземного хранения газа, а также для захоронения промышленных стоков используются резервуары, которые могут быть приурочены к истощенным нефтяным, газовым и водоносным пластам, а также к искусственно создаваемым емкостям в толщах солей, доломитов и гранитов. Первые подземные хранилища газа (ПХГ) начали обустраиваться на истощенных месторождениях углеводородов Самарской и Саратовской областей с 50-х годов. Сейчас такие хранилища есть в России и за рубежом. Так, в Северной Германии в толще солей искусственно созданы камеры для хранения природных и сжиженных газов, а также нефтепродуктов общей емкостью до 40 млн.м 3. В США построены нефтехранилища в соляных отложениях вблизи Мексиканского залива (рис.44). Во Франции компания "Эльф-Юнион" (г. Гарфанвиль) построила подземное хранилище в скальном грунте объемом 1,9 млн.м 3 для мазута и 600 тыс.м 3 для бензина и газойля (А.Я. Гаев, В.Д. Щугорев, А.П. Бутолин, 1986 г.). При сооружении хранилищ для газа и нефтепродуктов в толщах солей проводятся гидрогеологические исследования в надсолевых отложениях с целью выяснения возможностей развития карста и контроля за утечкой углеводородов.

Рис. 44 - Схематическое изображение соляного купола с полостями хранилищ в Северной Германии (Энциклопедия газовой промышленности, 1994 г.)

Сейчас в РФ так же строятся ПХГ в толщах солей. Так, вблизи Волгограда сооружаются ПХГ в соленосных отложениях верхней перми.

По мере увеличения потребления природного газа в промышленности и в коммунальных хозяйствах городов и поселков, а также из-за неравномерности его потребления в разное время года появилась необходимость создания сети газохранилищ в тех местах, где истощенных месторождений углеводородов нет. В этом случае ПХГ создаются в водоносных пластах. газ углеводород месторождение

Принципиальная схема устройства ПХГ (М.В. Лурье, 2001 г.), созданного в водоносном пласте, показана на рис.45, где хорошо видно, что газ из магистрального газопровода 1 по отводному газопроводу 2 поступает на станцию подземного хранения, попадая вначале на пылеуловитель 3.

Далее газ направляется на компрессорную станцию (КС) 4 для повышения давления до уровня, необходимого для закачки в пласт.

Рис. 45 - Принципиальная схема подземного газохранилища в водоносном пористом пласте (по М.В. Лурье)

Если же давление в газопроводе достаточно высокое, то используется бескомпрессорная технология.

Так как газ при компримировании в сепараторах 5 нагревается, то его охлаждают в градирне 6. Затем газ очищается от компрессорного масла в установке 7 и поступает в газораспределительный пункт 8, а уже потом закачивается через нагнетательные скважины 9 и 10 в пласт-коллектор.

При отборе из подземного хранилища газ очищается от механических примесей в сепараторах 11 и в установке 12 сушки газа от влаги. Затем поступает вновь в магистральный газопровод и к потребителю.

Для контроля возможных утечек газа из подземного хранилища имеются контрольные скважины 13 и наблюдательные скважины 14, предназначенные для наблюдения за продвижением границы контакта между газом и водой.

При проектировании и сооружении ПХГ основное значение имеет выяснение степени герметичности покрышки над резервуаром (пластом) и сохранения объема закаченного газа. При определении надежности покрышки в ПХГ используются гидрогеологические данные.

Так, при проектировании подземных газохранилищ в США в водоносном пласте П.Уизерспун, Т.Миллер, Р.Донован (1962) рекомендовали использовать гидрохимические и гидродинамические методы. Гидрохимический метод заключается в сравнении составов вод проектного и вышележащих горизонтов. Если химические составы вод проектного и вышележащих горизонтов различны, значит, гидравлическая связь и перетоки между этими горизонтами отсутствуют, а, следовательно, проектный горизонт пригоден для хранения газа. Если химический состав вод проектного пласта такой же, что и химический состав верхних вод, то вероятны гидравлическая связь и перетоки между ними. Следовательно, проектный пласт малопригоден для хранения газа.

Гидродинамический метод заключается в следующем. Если пьезометрическая поверхность проектного нижнего пласта располагается ниже пьезометрической поверхности вышележащего пласта, то вероятность перетоков из одного в другой отсутствует, и, значит, нижний пласт пригоден для закачки газа. При обратном соотношении пьезометрических поверхностей пластов закачка газа в нижний пласт нецелесообразна.

Эти методы и сейчас широко используются на практике.

Следует отметить, что герметичность покрышки в значительной степени зависит от структурных особенностей ПХГ, наличия или отсутствия дизъюнктивных нарушений, гидрогеологических окон, зон выклинивания и других осложнений, которые могли бы привести к флюидоперетокам и утечке нефти и газа. При создании ПХГ должны быть изучены гидрогеохимические особенности подземных вод горизонтов, расположенных выше и ниже пласта-приемника, в котором будет создана искусственная залежь. Необходимо также тщательное изучение солевого состава вод, их минерализации, органической и газовой составляющих, причем до начала эксплуатации ПХГ, так как в последующем при закачке в пласт газа и примесей различных веществ обычно происходят существенные изменения в химическом составе вод, что надо учитывать при гидрохимическом контроле в период эксплуатации ПХГ.

При создании ПХГ в разбуриваемых новых эксплуатационных, нагнетательных и пьезометрических скважинах проводится комплекс гидродинамических исследований, основанный на изучении данных о статических уровнях вод, характере их изменений, расчете различных параметров, определяющих гидропроводность и пьезопроводность пласта-приемника. Существенное значение имеет и определение устойчивости призабойной зоны пласта-коллектора, так как в процессе эксплуатации создаются депрессии и репрессии с большим диапазоном изменения давлений.

Важное место в комплексе гидрогеологических исследований занимает контроль за положением газоводяного контакта и во время закачки газа, и в последующем во время отбора. Такие наблюдения дают возможность определять границы искусственно создаваемой залежи и ее конфигурацию и следить во время отбора за характером обводнения, стремясь предотвратить появление целиков газа и активное внедрение законтурных вод.

Технология гидрогеологических исследований при эксплуатации ПХГ разработана и активно применяется сотрудниками ВНИИгаза (В.П. Ильченко, А.А. Темировым, В.М. Кирьяшкиным и др., 1997 г.). Уже накоплен многолетний опыт изучения Северо-Ставропольского, Кущевского, Краснодарского, Касимовского и работы других ПХГ. Так, на Краснодарском ПХГ СевКавНИПИгазом проводился комплекс промысловых гидродинамических исследований (В.П. Ильченко, А.А. Темиров, 1995 г.), позволивших установить, что "залежь" с юга и севера подпирается высоконапорными водами, а на северо-западной и юго-восточной периклинали структуры - низконапорными. По данным замеров пластовых давлений в наблюдательных и эксплуатационных скважинах были построены карты приведенных напоров, которые позволили определять зоны активного внедрения пластовых вод. Такие данные позволяют в случае необходимости вносить коррективы в технологическую схему эксплуатации ПХГ. Это способствует повышению надежности при освоении газового хранилища.

Гидрохимический метод контроля за надежностью покрышки в течение ряда лет осуществляется на Касимовском, Щелковском и Калужском ПХГ, где детально исследуются химический состав вод и водорастворенных газов в водоносных горизонтах, расположенных выше по разрезу рабочего пласта. Изменения в химическом составе вод могут свидетельствовать о нарушении герметичности покрышки или о перетоке вод и газа по затрубному пространству.

Особое внимание при этом следует уделять защите от загрязнения питьевых вод в верхних водоносных горизонтах. Так, по данным В.П. Ильченко, В.М. Кирьяшкина, А.Ф. Соколова (2000), на Касимовском ПХГ в подольско-мячковском горизонте выявлены техногенные жидкости (метанол, нефтепродукты, буровые растворы), продукты сжигания природных газов (диоксид углерода, азот и др.), продукты биохимических процессов (фенолы, метиламины, сероводород), тяжелые металлы (марганец, железо, литий). Все это говорит о том, что любое ПХГ представляет собой сложную гидрогеологическую структуру, элементы которой тесно связаны между собой и требуют комплекса режимных наблюдений. Это, прежде всего, определение герметичности подземных и надземных коммуникаций, разобщенности водоносных горизонтов, изолированности пластов с водами, представляющими народнохозяйственную ценность.

В процессе эксплуатации ПХГ гидрогеологические исследования проводятся также для контроля за грифонообразованием и утечками газа. При нарушении герметичности покрышки или цементного кольца в скважине газ начинает проникать в вышележащие водоносные горизонты. И в случае их перенасыщения свободный газ начинает поступать на дневную поверхность, образуя "грифоны". Другой сложной проблемой при эксплуатации ПХГ является появление в извлекаемом из хранилища газе коррозионно-агрессивных компонентов. Это, прежде всего, агрессивная углекислота и сероводород. При недостаточной очистке закачиваемого газа в пласт проникают сульфатредуцирующие бактерии, в результате чего идет процесс сульфатредукции и появляются углекислота и сероводород. Наличие коррозионных процессов выявлено и в магистральных трубопроводах, и газораспределительных системах, что приводит к быстрому износу оборудования. Для прогнозирования явлений коррозии рекомендуется обычно ряд мер, связанных с гидрохимическим контролем системы "нагнетательная скважина - "залежь" - эксплуатационная скважина".

Таким образом, гидрогеологические исследования должны регулярно проводиться на ПХГ на всем протяжении времени их существования в соответствии с "Правилами создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах", принятыми в ОАО "Газпром" (С.Н. Бузинов, С.Г. Солдаткин, Г.С. Кропивина и др.)

Еще более сложная система контроля осуществляется в соляных "капсулах" и трещиноватых скальных грунтах.

Следует иметь в виду, что при создании хранилищ нефти, битумов, и особенно ПХГ в прилегающих к искусственным залежам водах, создаются гидрогеологические техногенные аномалии. Это и появление гидрохимической аномалии, так как изменяются состав воды в приконтурной зоне "залежи" и состав водорастворенных газов (нередко появляется сероводород, двуокись углерода, азота и т.д.).

Возникают и гидрогеотермические аномалии. Выше отмечались случаи изменения гидродинамических условий по сравнению с первоначальными, что сопровождается различными утечками и перетоками. Подземное захоронение сточных вод (ПЗС) имеет длительную историю. Наиболее широко ПЗС нашло применение в Германии, где токсичные отходы химической промышленности захоронялись уже в начале прошлого века. Сейчас закачка сточных вод калийной, химической, нефтяной и газовой промышленности производится в Германии в карбонатные и терригенные породы на глубину более 1000 м в объемах свыше 400 млн.м 3 в год. Закачка сточных вод нефтеперерабатывающих заводов осуществляется в Канаде, США, Японии, в СССР, а затем и в Российской Федерации. Интенсивное развитие подземного захоронения промстоков началось в 60-е годы, когда создавались крупные химические комбинаты типа Сибирского, а затем Тамбовского, Кирово-Череповецкого и др. Большие объемы промстоков характерны для атомной промышленности. Так, горно-химический комбинат "Красноярск-26" захоранивал жидкие радиоактивные отходы на глубину более 600 м в терригенные отложения юрского возраста. В нефтяной промышленности подавляющее число залежей нефти разрабатывается с заводнением, поэтому получаемая с нефтью вода преимущественно вновь закачивается в пласт.

В газовой промышленности заводнение не применяется, поэтому на начальной стадии развития отрасли проблема захоронения промстоков не была острой. Она стала актуальной при создании Оренбургского газохимического комплекса, где сейчас уже действуют два полигона с 30 нагнетательными скважинами. Сточные воды закачивают в визейско-башкирский комплекс на глубину более 2600 м. Уже закачано около 50 млн.м 3 сточных вод (О.М. Севостьянов, 1995 г.).

Сероводородсодержащие сточные воды Астраханского газохимического комплекса захораниваются с момента его ввода в эксплуатацию. Закачка ведется на полигоне в поглощающие горизонты юрских и меловых пород на глубину более 1450 м. Объем закачки - около 70 тыс. м 3/год. Закачка сточных вод ведется на полигонах ПЗС на Вуктыльском ГКМ, Прибрежном ГКМ в Краснодарском крае, на Ямбургском, Юбилейном, Вынгапуровском и других месторождениях Тюменской области.

По мере развития нефтяной и газовой промышленности объем ПЗС вод с каждым годом увеличивается, поэтому требования к геолого-гидрогеологической надежности объектов захоронения возрастают.

Так, в методическом руководстве по гидрогеологическому контролю на полигонах ПЗС, созданном авторским коллективом ОАО "Газпром" (под редакцией В.П. Ильченко), имеются следующие ограничения и рекомендации. Так, сброс сточных вод исключен в горизонты, содержащие пресные воды питьевого или лечебного качества, а также воды с ценными компонентами. В геологическом разрезе предполагается иметь пласты, надежно изолирующие поглощающие горизонты. К таким водоупорам относятся мощные толщи глин, каменной соли и многолетнемерзлые породы.

Предпочтительно поглощающими горизонтами считаются песчаники, пески, алевролиты, известняки и доломиты. Однако используются и сульфатные трещинно-кавернозные коллектора (гипсы, ангидриты), а также порово-трещинные коллектора магматических и метаморфических пород. При этом считается, что запланированным объемам промстоков должны соответствовать фильтрационно-емкостные свойства поглощающих горизонтов.

Согласно мировой и отечественной практике, захоронение промстоков осуществляется на глубины от 600 до 3000 м, но преимущественно на 1000-2000 м. Предполагается также отсутствие тектонических нарушений в зоне залегания поглощающих горизонтов (для исключения флюидоперетоков).

Необходимо также проводить исследования по оценке совместимости сточных вод нефтепромыслов с пластовыми водами и вмещающими породами, так как при химическом взаимодействии могут образовываться нерастворимые продукты, осложняющие фильтрацию жидкости в ходе подземного захоронения или приводящие к выделению газообразных веществ, что, в свою очередь, ведет к росту давления. Рекомендуется также оценка совместимости по микробиологическим показателям сточных и пластовых вод, так как при наличии в стоках бактерий (сульфатвосстанавливающих, тионовых, денитрифицирующих) возможны процессы, приводящие к коррозии оборудования.

Контроль за подземным захоронением промышленных стоков может как комплексироваться с системой контроля за разработкой месторождения нефти и газа, так и осуществляться самостоятельно в пределах санитарной зоны сетью специальных скважин.

Таким образом, в подземной гидросфере в результате эксплуатации ПХГ, нефте- и битумохранилищ, а также при захоронении промстоков образуются техногенные гидрогеологические аномалии. Такие аномалии первоначально занимают ограниченное пространство, но, по мере эксплуатации, их размеры увеличиваются. Поэтому контроль за динамикой техногенных процессов должен быть составным элементом геоэкологического мониторинга подземной гидросферы.

Контрольные вопросы:

1. В каких породах создаются подземные хранилища нефти, газа, битумов?

2. В чем заключаются гидрохимические и гидродинамические методы, осуществляемые при проектировании ПХГ?

3. В чем заключаются гидрогеологические методы контроля ПХГ?

4. Какие воды нефтяных и газовых залежей подлежат захоронению?

5. Какие техногенные гидрогеологические аномалии образуются при захоронении промстоков?

Размещено на Allbest.ru