Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А»

Институт Урбанистики, архитектуры и строительства

Курсовая работа

По дисциплине: обустройство подземных хранилищ газа

На тему: «Роль геодинамических процессов в функционировании ПХГ».

Выполнил:

Сергеев Андрей Алексеевич

Саратов 2019 г



Содержание

Введение

1. Подземное хранение газа

1.1 Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождений

1.2 Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях

1.3 ПХГ в водоносных структурах

1.4 Хранение жидких и газообразных продуктов в пустотах непроницаемых горных пород

2. Эколого-геодинамическая опасность подземных хранилищ газа

3. Технологическая схема

Заключение

Литература



Введение

В современном мире не только добыча, но и хранение газа является очень важным вопросом. В настоящее время роль подземного хранения газа значительно возросла. Постоянно происходящая реструктуризация потребления энергоресурсов в пользу газа, а развитие рыночных отношений увеличивает разрыв между летним и зимним потреблением газа, как на предприятиях, так и в жилом фонде. Значительно возросли суточные колебания потребления газа, особенно в жилом секторе. Теперь, когда за поставляемый газ приходится платить реальные деньги, предприятия стараются более экономно использовать энергетические ресурсы, и повышение температуры воздуха сопровождается более резким снижением потребления газа. Для повышения надежности обеспечения газом а, следовательно, и теплом в зимний отопительный сезон необходимо либо ввести дополнительные мощности по добыче и транспорту газа, либо создавать дополнительные объемы его хранения. Если же говорить об уменьшении суточных колебаний газопотребления, то альтернативы подземному хранению газа не существует.

Большую часть газа потребляют города и промышленные предприятия, удаленные от газовых месторождений, поэтому от мест добычи газа до потребителей прокладывают газопроводы континентальных масштабов. Добыча газа происходит постоянно, но медленными темпами. Таким образом, добываемое количество газа не может удовлетворять запросам населения в летний и зимний сезоны одинаково хорошо. Для этого и существуют подземные газовые хранилища(ПГХ). Правильно спроектированное газовое хранилище может свести к необходимому минимуму стоимость транспортирования до центров потребления: благодаря хранилищам магистральные газопроводы могут проектироваться на среднюю пропускную способность, а не на максимальную нагрузку.

Хранилища газа улучшают экономические показатели системы газоснабжения за счет повышения коэффициента ее загрузки и увеличивают надежность ее функционирования.

Тем не менее, основным решением проблемы неравномерности газопотребления и надежности газоснабжения остается создание специальных хранилищ газа, способных покрыть зимний дефицит за счет накопления газа летом.

Газовое хранилище, природный или искусственный резервуар для хранения газа. Различают наземные и подземные. Основное промышленное значение имеют подземные, способные вмещать сотни млн. м3 (иногда млрд. м3) газа. Они менее опасны и во много раз экономически эффективнее, чем наземные. Удельный расход металла на их сооружение в 20--25 раз меньше. В отличие от газгольдеров, предназначенных для сглаживания суточной неравномерности потребления газа, подземные газовые хранилища обеспечивают сглаживание сезонной неравномерности. В зиму 1968--69 из подземных газовых хранилищ в Москву в сутки подавалось до 20 млн. м3 природного газа, а из газгольдеров -- только 1 млн. м3. Летом, когда резко уменьшается расход газа, особенно за счёт отопления, его накапливают в ПГХ, а зимой, когда потребность в газе резко возрастает, газ из хранилищ отбирают. Кроме того, подземные хранилища служат аварийным резервом топлива и химического сырья.

Целью данной работы является исследование эффективности создания подземного хранилища газа, рассмотреть определения понятия подземного газового хранилища(ПГХ), познакомиться с различными типами ПГХ, показать эколого-геодинамическую опасность подземных хранилищ газа, указать основную роль геодинамических процессов в функционировании ПХГ.



1. Подземное хранение газа

Подземное хранение газа -- технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в пластах-коллекторах и выработках-емкостях, созданных в каменной соли и в других горных породах.

Подземное хранилище газа (ПХГ) -- это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.

ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Они создаются и используются с целью компенсации неравномерности (сезонной, недельной, суточной) газопотребления, а также для резервирования газа на случай аварий на газопроводах и для создания стратегических запасов газа.

Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной емкостью порядка 340 млрд.м3.

Наибольший объем резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее емкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.

По режиму работы ПХГ подразделяются набазисные и пиковые.

Базисное ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме, который характеризуется сравнительно небольшими отклонениями (увеличением или уменьшением в пределах от 10 до 15 %) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности.

Пиковое ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме, который характеризуется значительными приростами (пиками) свыше 10-15 % суточной производительности ПХГ в течение нескольких суток при отборах и закачках газа относительно среднемесячных значений производительности.

По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.

Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия. Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии).

Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным -- хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках.

По типу ПГХ подразделяются на ПГХ в истощенных месторождениях, ПГХ в соляных кавернах, ПГХ в твердых горных породах, ПГХ в кавернах горных пород, ПГХ в отработанных шахтах. Рассмотрим некоторые из них.



1.1 Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождений

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

Параметры ПХГ, определяемые при проектировании

-максимально допустимое давление;

-минимально необходимое давление в конце периода отбора;

-объемы активного и буферного газов;

-число нагнетательно-эксплуатационных скважин;

-диаметр м толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов;

-тип компрессорного агрегата для КС;

-общую мощность КС;

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

-объем дополнительных капитальных вложений, себестоимость хранения газа, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений.

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

-пикового периода отбора газа (декабрь или январь);

-конечного периода отбора газа из хранилища (март -- апрель).

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

1.2 Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях

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

При проектировании необходимо:

-тщательно обследовать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины,

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

-реконструировать промысловые газопроводы,

-построить новые установки для очистки и осушки газа,

-пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины.

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

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

Общий объем газа в хранилище складывается из трех частей:

-объема свободного газа в газовой шапке;

-объема газа, растворенного в остаточной нефти

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

1.3 ПХГ в водоносных структурах

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

-доказать герметичность кровли ловушки,

-рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора,

-определить остаточнуюводонасыщенность при вытеснении воды газом,

-измерить или вычислить объемнуюгазонасыщенность обводненной зоны при отборе газа,

-определить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин,

-изучить прочность газонасыщенного коллектора

-разработать мероприятия по укреплению призабойной зоны скважин.



Рисунок 1 - Геологический разрез и структурная карта по кровлеводонасыщенногопласта, в котором создается подземное хранилище газа

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

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

1.4 Хранение жидких и газообразных продуктов в пустотах непроницаемых горных пород

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

Из ПХГ всех типов в непроницаемых горных породах наиболее распространены хранилища в отложениях каменной соли. Около 90 % всех хранимых продуктов размещены в таких хранилищах. Глубина залегания каменной соли изменяется от нескольких метров до 2500 м.

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

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

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

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

Наиболее дёшевы и удобны хранилища, созданные в истощённых нефтяных и газовых залежах. Приспособление этих ёмкостей под хранилища сводится к установке дополнительного оборудования, ремонту скважин, прокладке необходимых коммуникаций. В тех районах, где нужны резервы газа, а истощённые нефтяные и газовые залежи отсутствуют, газовые хранилища устраивают в водоносных пластах. Хранилища в водоносном пласте представляет собой искусственно созданную газовую залежь, которая эксплуатируется циклически.

Рисунок 2 - Схема эксплуатации подземного хранилища сжиженных газов в отложениях каменной соли.

1 -- подземная емкость; 2--железнодорожная эстакада; 3 -- продуктовые насосы; 4 -- установка осушки газа; 5 -- компрессор; 6 -- конденсатор; 7 -- сборник конденсата; 8 -- рассолохранилище; 9 -- насосы для перекачки рассола.

I- трубопровод жидкой фазы: II -- трубопровод паровой фазы; III -- рассольный трубопровод

Для устройства такой залежи необходимо, чтобы водоносный пласт был достаточно порист, проницаем, имел бы ловушку для газа и допускал оттеснение воды из ловушки на периферию пласта. Обычно ловушка - это куполовидное поднятие пласта, перекрытое непроницаемыми породами, чаще всего глинами. Газ, закачанный в ловушку, оттесняет из неё воду и размещается над водой. Плотные отложения, образуя кровлю над пластом-коллектором, не позволяют газу просочиться вверх. Пластовая вода удерживает газ от ухода его в стороны и вниз. При создании хранилищ в водоносном пласте основная трудность состоит в том, чтобы выяснить, действительно ли разведываемая часть пласта представляет собой ловушку для газа. Кроме того, необходимо в условиях обычно значит, неоднородности пласта наиболее полно вытеснить из него воду, не допуская при этом ухода газа за пределы ловушки. Создание хранилищ в водоносном пласте продолжается в среднем 3 - 8 лет и обходится в несколько млн. руб. Срок окупаемости капитальных затрат составляет 2 -3 года. ПХГ в водоносных пластах устраивают обычно на глубине от 200 - 300 до 1000 -1200 м.

Открытие первого газового хранилища в Калининграде 2013 г.

Проектом Генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 г. предусмотрена максимальная суточная производительность на уровне 1,0 млрд. м3. В настоящее время на территории России ведется строительство двух новых объектов подземного хранения газа: в отложениях каменной соли - Калининградского и Волгоградского ПХГ. Выполнено обоснование инвестиций на создание установки сжижения, хранения и регазификации природного газа в районе Санкт-Петербурга на объем регазифицированного газа - 140 млн. м3 c пиковой производительностью 28 млн. м3/сут. Газпром выходит на новые рынки, диверсифицирует экспортные маршруты поставок газа, что требует создания новых подземных хранилищ. Характерной тенденцией в развитии системы ПХГ является активизация сотрудничества со странами, импортирующими российский газ и обеспечивающими его транзит.



Схема расположения ПХГ в России



2. Эколого-геодинамическая опасность подземных хранилищ газа

Как известно, длительная разработка месторождений углеводородов приводит к нарушению равновесных условий в недрах и может вызывать значительные изменения напряженно-деформированного состояния, как пластов-коллекторов, так и вышележащих пород-покрышек. Основными факторами активизации современных геодинамических процессов на газовых месторождениях и ПХГ являются локальные просадки земной поверхности, техногенная или техногенно-индуцированная сейсмичность, искривления стволов скважин, деформирование, смещения и разрывы обсадных колонн, локальные изгибы земной поверхности на узких (до 1 км) участках циклического или волнового характера [10-13].

Для оценки изменений напряженного состояния недр при современных геодинамических процессах могут быть использованы различные методы, в том числе методы геофизических исследований скважин (ГИС). На ряде объектов нефтегазовой отрасли уже проводятся долговременные наблюдения за процессом разработки месторождений или эксплуатации ПХГ. При этом использование данных методов должно подчиняться задаче исследования динамики физических свойств пород.

Руководящими документами [10, 12] установлены следующие виды контроля при эксплуатации ПХГ:

1 - контроль технологических процессов, происходящих в газовой залежи;

2 - контроль и наблюдения за герметичностью ПХГ;

3 - контроль верхних водоносных горизонтов;

4 - периодическая переаттестация скважин.

Для реализациинапример, пунктов 2 и 4 и были выполнены описываемые ниже исследования. Проводились исследования скважин Пунгинского ПХГ, включающие в себя дефектометрию колонн скважин методом «МИД-А», геофизические исследования скважин методами радиометрии (НГК, ГК) и газодинамические исследования с регистрацией распределения давления, температуры и влажности по стволу скважин [7- 9].

Результаты работ показали, что влияние современных геодинамических процессов на пространство за колоннами скважин можно разделить на три типа. Первый тип - образование заколонных скоплений газа в приустьевой зоне скважин. В этом случаетрещины колонн скважин практически не выявлены, имеются только заколонные скопления газа. Второй тип - образование трещин в средней части колонн скважин и пространства за ними, которое может быть обусловлено геодинамическими или техническими причинами. В этом случае появление трещин может сопровождаться формированием заколонных скоплений газа. И третий тип - это образование трещин колонн в интервале перфорации, обусловленное техногенными причинами. В этом случае интерес представляют выявленные при анализе одного из циклов закачки - отбора газа изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород коллектора.

Заколонные скопления газа обычно формируются постепенно, в течение определенного периода времени происходит увеличение трещиноватостипородпокрышек, повышается их относительное газонасыщение. Так как исследования скважин, проводившиеся после окончания их обустройства, после приема в эксплуатацию, не выявляли нарушений, то очевидно, что образование трещин в колоннах и формирование скоплений газа за колоннами происходит при активизации современных геодинамических процессов. В этом и заключается основная роль геодинамических процессов в функционировании ПХГ.

Одной из наиболее вероятных причин формирования трещин является воздействие на горные породы и цементный камень вокруг колонн скважин циклических процессов сжатия - растяжения, сопровождающих процессы отбора и закачки газа. То естьмногократные циклические изменения напряженного состояния приводят к возникновению нарушений в колоннах скважин и в пространстве вокруг них.

Целенаправленный мониторинг процессов разработки месторождений и эксплуатации ПХГ с помощью повторных измерений в скважинах позволит заранее выявлять как интервалы заколонных скоплений газа, так и интервалы повышенного износа стенок колонн и образования трещин. Своевременное выявление таких интервалов, которые являются зонами возможных утечек газа (проникновения газа за колонны и на поверхность), даст возможность свести к минимуму потери газа при разработке месторождений и эксплуатации ПХГ и снизить негативную экологическую нагрузку на окружающую среду.

В связи с тем, что мониторинговые наблюдения, осуществляемые с помощью различных методов по всему стволу скважины, позволяют выявлять изменения ряда физических свойств пород, в частности фильтрационно-емкостных, открывается прямой путь к выявлению зон аномальных изменений напряженно-деформированного состояния, сопровождающих активизацию современных геодинамических процессов.

Одной из основных задач промысловой геофизики на ПХГ является выделение пластов-коллекторов и оценка их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Широко известно, что приемистость пластов в процессе цикличной эксплуатации ухудшается.Естественно предположить, что это связано с влиянием изменившегося между измерениями методами НГК эффективного давления, обусловленного изменением пластового давления.Примечательно, что интервалы повышенных значений результатов расположены в местах крупных нарушений эксплуатационной колонны, где выявлены значительные аномалии её толщины. Величина изменений расчетных значений методами НГК достигает 10%.В данном случае, когда условия в скважине практически остались прежними, изменения результатов наблюдений обусловлены влиянием изменившихся газонасыщенности и плотности, а, следовательно, и пористости пласта в процессе закачки - отбора газа.

Целенаправленный анализ результатов мониторинга повторных геофизических исследований скважин показал, что развитие трещин в эксплуатационных и обсадных колоннах и формирование скоплений газа за колоннами скважин происходят в течение нескольких месяцев при активизации современных геодинамических процессов. Выявлены изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта подземного хранилища газа, проявляющиеся в изменении значений амплитудой до 10%, которые обусловлены влиянием изменений пластового давления (0,63 МПа) при закачке и отборе газа. Показана возможность использования результатов производственного мониторинга в качестве составной части геодинамического мониторинга месторождений нефти и газа, который необходим для обеспечения их экологической и промышленной безопасности.



3. Технологическая схема

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

Сконденсированные на забое скважины пары масла обволакивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою очередь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давления нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре. В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случаях извлекаемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осушается от влаги.

Компрессорные цехи оснащены компрессорами типа 10ГК и 10ГКМ, а также газомотокомпрессорами типа 10ГКН. Для замера количества газа, закачиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора построены газораспределительные пункты, на которых установлены на открытой площадке сепараторы, отключающая арматура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расходомеры для каждой скважины.

Закачка газа происходит при переменном давлении и расходе закачиваемого газа. Компрессорные станции на ПХГ с компрессорными закачкой и отбором должны иметь большой диапазон регулирования подачи -- от 5 % в период первоначального заполнения до 100 % при проектной приемистости коллектора. Диапазон рабочих давлений КС определяется пластовым давлением, давлением в подводящем газопроводе и потерями давления в пласте, скважинах и шлейфах. В зависимости от степени подвижности пластовых вод режим пласта приближается к газовому (для истощенных месторождений) или к водонапорному. Высокое давление закачки увеличивает эффективность ПХГ. Следует учитывать, что давление в призабойной зоне в период хранения может значительно падать.

Закачиваемый в сводовую часть куполообразной структуры газ образует там газовый "пузырь", а вода оттесняется к краям структуры. При вытеснении воду из пласта можно удалить через разгрузочные скважины, а при оттеснении -- перемещать по водоносной системе. Кровля может быть представлена плотными пластичными глинами или крепкими известняками и доломитами при отсутствии трещин и разломов, что при толщине кровли 5- 15 м на глубине 300-1000 м достаточно для предотвращения утечек газа. Наиболее экономичным считают ПХГ на глубине 300- 600 м. В настоящее время ПХГ стремятся создать при каждом крупном районе потребления газа.

Технологическая схема подземного хранилища газа должна позволять производить сбор, замер количества, распределение и обработку газа при отборе и закачке его в хранилище. Перед закачкой в хранилище газ подвергают компримированию до необходимого давления (12-15 МПа). Применяемые технологические схемы ПХГ отличаются в основном только способами очистки газа при закачке в пласт. Когда используют поршневые компрессорные агрегаты, при сжатии газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла. При попадании масла на забой скважины уменьшается сечение поровых каналов и снижается фазовая проницаемость для закачиваемого газа, что приводит к увеличению давления закачки и уменьшению расхода газа. Поэтому газ перед закачкой необходимо очищать от примесей компрессорного масла. При применении многоступенчатых центробежных компрессоров очистка газа от масла не требуется. Для уменьшения дополнительных температурных напряжений в металлической фонтанной арматуре, обсадной колонне и другом оборудовании скважины нагретый газ охлаждается.

В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе его из хранилища с потоком газа выносятся твердые примеси (частицы глины, песка и др.). Поскольку газ должен поступать в газопровод очищенным, необходимо производить очистку и осушку газа.

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

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

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

Отбор газа. При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из хранилища, может выноситься песок даже при очень небольших депрессиях (0,03-0,04 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину забой ее оборудуют специальными фильтрами или призабойную зону укрепляют вяжущими веществами. Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости. Далее по газосборному коллектору газ поступает на установку осушки, откуда при точке росы -2° попадает в магистральный газопровод. Для осушки газа используют диэтиленгликоль (ДЭГ), этиловый спирт или метанол (с целью предотвращения загрязнения окружающих подземных вод рекомендуется заменять этанолом). Блок осушки состоит из котельной, двух-трех контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и насосной.

Наличие паров масла в сжатом газе, необходимость охлаждения его требуют строительства сложных и дорогостоящих установок и оборудования на территории ПХГ. Для удешевления и упрощения технологии подготовки газа к закачке и обработки отбираемого из хранилища газа целесообразно применять многоступенчатые центробежные нагнетатели. В качестве привода для центробежных нагнетателей можно использовать авиационные двигатели АИ-20, НК-12МВ.

Для подачи газа потребителю компрессорная станция часто не нужна.



Заключение

Подземные газовые хранилища сооружаются двух типов: в пористых породах и в полостях горных пород. К первому типу относятся хранилища в истощённых нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах. В них природный газ обычно хранится в газообразном состоянии. Ко второму типу относятся хранилища, созданные в заброшенных шахтах, старых туннелях, в пещерах, а также в специальных горных выработках, которые сооружаются в плотных горных породах (известняках, гранитах, глинах, каменной соли и др.). В полостях горных пород газы хранятся преимущественно в сжиженном состоянии при температуре окружающей среды и при давлении порядка 0,8--1,0Мн/м2 (8--10кгс/см2)и более. Обычно это пропан, бутан и их смеси. С начала 60-х гг. применяется в промышленных масштабах подземное и наземное хранение природного газа в жидком состоянии при атмосферном давлении и низкой температуре (т. н. изотермические хранилища).

Принцип эксплуатации подземного хранилища сжиженного газа под давлением заключается в ограничении испарения (ив некоторых случаях его полном устранении) посредством предварительного промерзания окружаемого грунта. Благодаря этому температура сжиженного газа поддерживается на заданном уровне, определяемом максимальным давлением, которое желательно иметь в подземном хранилище.

Одним из перспективных видов подземных хранилищ сжиженного газа, являются шахтные, сооружаемые в горных выработках в виде вертикальных или горизонтальных одно - или многокамерных емкостей. Шахтные хранилища разделяются на два вида: с откачкой продуктов насосами (погружными или устанавливаемыми в подземных камерах) и с газлифтом, устраняющим установку оборудования в хранилище.

В работе рассмотрено определения понятие ПГХ, дано ознакомление с различными типами ПГХ. Некоторые из них, рассмотрены более подробно.

Подводя итог, можно сказать, что ПХГ обеспечивают покрытие пиков потребления, сглаживание сезонной неравномерности, уменьшают стоимость и создают резервы безопасности, на случай нарушения снабжения: «технические» резервы, используемые при авариях в системе газоснабжения и стратегические резервы, используемые при частичных нарушениях поставок по политическим или экономическим причинам. Наиболее распространенными являются созданные в пористых пластах (истощенные месторождения и водоносные структуры) из-за удобства и относительно небольшой стоимости использования. Причем для водоносных структур очень важно доказать герметичность кровли ловушки. Также вполне надежными для создания хранилищ являются шахты, где завершена выработка полезных ископаемых (каменный уголь и другие) и залежи каменных солей.

Эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с настоящим стандартом, ПБ 08-83-95 [8], ПБ 08-621-03[9] .

На территории Российской Федерации расположены 25 объектов подземного хранения газа, из которых 8 сооружены в водоносных структурах и 17 - в истощенных месторождениях. 3 объекта - в стадии проектирования и 2 - в стадии строительства. Предлагаемые хранилища являются экологически чистым сооружениями, что связано с отсутствием таких технологических операций, как дегазация рассола и этана, а также работают по энергосберегающей технологии. Для строительства подземного хранилища необходимо провести комплексные геофизические исследования на предполагаемой площадке строительства, пробурить наклонную скважину, построить водорассольный комплекс, размыть два подземных резервуара общим объемом - 130 - 150 тыс. м3, обустроить участок для эксплуатации. Основным условием реализации предлагаемого замысла является привлечение инвестиций.



Литература

1. Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 570с.

2. Кесельман Г.С., Э.А. Махмудбеков Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1981. - 256 с.

3. Кесельман Г.С., Э.А. Махмудбеков Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа. - М.: Недра, 1981. - 256 с.

4. Смехов Е.М., Киркинская В.Н. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. - Л.: Недра, 1981. - 255с.

5. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2003. - 285 с.

6. Еременко Н.А. Справочник по геологии нефти и газа. - М.: Недра, 2002. - 485 с.

7. Соколов В.Л., Фурсов А.Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2000. - 296 с.

8. Справочник нефтепромысловой геологии/ Под ред. Н.Е. Быкова. - М.: Недра, 2001. - 525 с.

9. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ Под ред. И.П. Чаловского. - М.: Недра, 2000. - 376 с.

10. Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика и оценка геодинамического риска при недропользовании. М.: АЭН, 1999. - 220 с.

11. Кузьмин Ю.О., Жуков В.С. Современная геодинамика и вариации физических свойств горных пород. М.: Изд-во МГГУ, 2004.- 262 с.

12. Кузьмин Ю.О., Никонов А.И. Эколого-геодинамическая опасность подземных хранилищгаза // Информационное обеспечение рационального природопользования. М., 2001. С.

Размещено на Allbest.ru

...