Подземные хранилища газа

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

Как правило, ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа.

Объем газа в подземном хранилище подразделяется на активный и буферный.

Активный объем газа в пласте-коллекторе ПХГ – это часть общего объема газа, которая может быть отобрана из искусственной газовой залежи при эксплуатации ПХГ в период потребности в газе (оперативный и долгосрочный резервы газа). Объем зависит от геометрических размеров хранилища, формы и глубины залегания, пористости и проницаемости вмещающих пород, минимального и максимального давлений в ПХГ при эксплуатации, а также технологии закачек и отборов газа. На стадии проектирования объем активного газа рассчитывают теоретическим путем, на стадии эксплуатации корректируют по фактическим показателям хранилища.

Буферный объем газа в пласте-коллекторе ПХГ – это минимальный необходимый объем газа, являющийся неотъемлемой частью ПХГ и не подлежащий отбору, постоянно находящийся в искусственной газовой залежи для обеспечения его стабильной циклической эксплуатации.

Если подземное хранилище создается на базе истощенного месторождения, то объем буферного газа формируется из остаточных геологических запасов и из объема газа, закачанного для создания необходимых энергетических характеристик хранилища. Буферный объем обеспечивает в хранилище давление, достаточное для перемещения газа к эксплуатационным скважинам в периоды отбора. При этом чем больше доля буферного газа в ПХГ, тем меньше разница между максимальным и минимальным давлением, обеспечивающим отбор заданного количества газа в течение заданного промежутка времени. Буферный объем газа может быть частично извлечен из искусственной газовой залежи только при ликвидации хранилища.

Для больших объемов газа и в основном для регулирования сезонной неравномерности газопотребления создаются подземные хранилища в пористых структурах: в истощенных газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождениях, а также водоносных пластах.

Подземные хранилища часто создают в непроницаемых горных породах, в частности, в каменной соли. Такие хранилища исполняют роль не только регуляторов сезонных неравномерностей газопотребления, но и одновременно являются наиболее рациональным источником покрытия пикового спроса на газ.

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 являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород (рис. 14). Такие ПХГ создаются только если это экономически выгодно, например, в условиях высокого уровня газификации, но при отсутствии собственного производства газа, геологических структур для создания ПХГ в пористых пластах или соляных кавернах, возможности строительства СПГ-терминалов и т.д.

Рис. 14. Распределение объема активного резерва газа по типам ПХГ

Подземные хранилища газа в истощенных месторождениях

Подземные хранилища в истощенных месторождениях предназначены для создания больших запасов газа, обеспечивающих резервом газа крупный газопотребляющий регион или несколько регионов, а также используются для создания стратегического резерва государства.

Первая в мире опытная закачка газа в истощенное газовое месторождение была проведена в 1915 г. в Канаде (месторождение Уэлленд-Каунти), первое промышленное ПХГ было создано в 1916 г. в США (газовое месторождение Зоар, район г. Буффало) емкостью 62 млн м³.

В России первое ПХГ в истощенном месторождении было создано в 1958 г. на базе мелких выработанных залежей газа месторождений Куйбышевской (ныне Самарской) области. Успешное проведение закачки и последовавший отбор газа способствовали усилению работ в области подземного хранения газа по всей стране. В том же году началась закачка газа в Елшанское (Саратовская область) и в Аманакское (Куйбышевская область) истощенные газовые месторождения.

В настоящее время в мире эксплуатируется порядка 450 ПХГ в истощенных месторождениях с общей активной емкостью более 250 млрд м³.

При проектировании подземного хранилища в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях необходимо определять следующие параметры:

- максимально допустимое и минимально необходимое давление газа в хранилище;

- объемы активного и буферного газов;

- число нагнетательно-эксплуатационных скважин;

- тип компрессорного агрегата и общую мощность компрессорной станции;

- тип и размер оборудования для очистки и осушки газа;

- диаметр и протяженность газопровода подключения.

Минимально необходимое давление газа в хранилище определяется в зависимости от горно-геологических характеристик газоносного пласта и объема буферного газа. При определении максимально допустимого давления газа в хранилище необходимо проводить исследования технического состояния существующего фонда скважин с целью определения остаточной прочности обсадных колонн, с учетом состояния цементного камня, наличия заколонных и межпластовых перетоков. Особое внимание при этом необходимо уделять ликвидированным ранее скважинам. Особенность создания ПХГ в истощенных месторождениях состоит в том, что бурение скважин всех категорий и их последующая ликвидация должны осуществляться в условиях низких пластовых давлений.

Некоторые участки бывших месторождений могут попадать под жилую или промышленную застройку. При создании ПХГ в таких месторождениях давление в зоне нагнетания зачастую превышает начальное давление в залежи, а при эксплуатации меняется в значительном диапазоне. В силу этих причин скважины могут быть источниками перетоков, инициировать образование грифонов и представлять повышенную опасность не только для экологии, но и для жизнедеятельности населения, находящегося на таких территориях.

Основными технологическими параметрами процесса закачки газа являются:

- максимальный объем газа, который можно закачать в хранилище;

- изменение во времени давлений в хранилище, на забоях и устьях нагнетательных скважин;

- необходимое число компрессоров с соответствующими технико-технологическими параметрами для закачки и др.

К основным технологическим параметрам процесса отбора газа из хранилища, которые необходимо дополнительно определить, относятся также: максимальные и минимальные пластовое и забойное давление газа, число эксплуатационных скважин и их дебит.

Истощенные газовые и газоконденсатные месторождения во многих случаях являются наименее затратными объектами для создания в них ПХГ (рис. 15). Месторождение разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-геофизические параметры пласта, начальные давления, температура и состав газа, изменение во времени дебитов скважин, режим эксплуатации скважин, герметичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд эксплуатационных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа.

Рис. 15. ПХГ в пористых структурах: в истощенном газовом месторождении
(естественная газовая залежь) или в водоносном пласте (искусственная газовая залежь)

При выборе объекта для создания ПХГ предпочтение отдается месторождениям, имеющим газонасыщенный объем, достаточный для хранения необходимого активного объема газа, удовлетворительные фильтрационно-емкостные свойства и сравнительно однородное распространение их по площади и разрезу пласта-коллектора, большую амплитуду ловушки (несколько десятков метров), газовый режим эксплуатации. Сочетание характеристик, удовлетворяющих всем критериям, встречается редко, поэтому выбор объекта производится на основе комплексной оценки влияния всех параметров на характеристику хранилища.

Для решения вопроса о целесообразности использования истощенного газового месторождения в качестве ПХГ должны быть оценены:

- местоположение;

- объем порового пространства с учетом неоднородности строения залежи по площади и по разрезу;

- наличие слабодренируемых и застойных зон;

- степень активности пластовой водонапорной системы;

- объем вторгшейся воды;

- остаточные запасы газа и режим залежи;

- проведены детальные испытания эксплуатационных скважин и выяснены возможности утечки газа через стволы скважин, пробуренных на горизонт, намеченный для хранения газа.

Строительство ПХГ в истощенном газовом месторождении осуществляется в два этапа. На первом этапе производится промышленное заполнение хранилища газом, на втором – циклическая эксплуатация.

При недостаточной изученности месторождения, низком количестве исходной геолого-промысловой и геофизической информации составляется программа доразведки месторождения и обследования пробуренного фонда скважин. Определяются остаточные запасы газа, нефти, конденсата и сопутствующих компонентов, степень и характер выработанности залежей. Остаточные запасы газа передаются на баланс газохранилища.

ПХГ, предназначенные для регулирования сезонной неравномерности газопотребления и расположенные в непосредственной близости от потребителей, обычно создаются в сравнительно небольших месторождениях, остаточные запасы которых не превышают 10 млрд м³. Соотношение активного и буферного объемов газа близко 1:1. Наиболее подходящий объект выбирается по лучшему сочетанию всех параметров.

В ряде случаев, если позволяет техническое состояние, на первом этапе создания ПХГ могут быть использованы оставшееся газопромысловое оборудование, существующий фонд скважин и промысловые коммуникации. Такие хранилища могут быть введены в опытную эксплуатацию сразу после перевода месторождения в разряд ПХГ.

Эксплуатация подземных хранилищ газа отличается от разработки газовых месторождений интенсивностью и переменным направлением происходящих процессов фильтрации газа в пласте и движения его в стволах скважин. Активный объем газа ПХГ может быть отобран за 40–180 сут. Исходя из этого в технологической системе ПХГ используется значительно больший фонд эксплуатационных скважин. При этом должны проектироваться и строиться высокопроизводительные скважины.

При разработке месторождения газ движется только в одном направлении по схеме пласт – скважина – шлейф – газосборный пункт – газопровод. При эксплуатации ПХГ он движется во время отбора так же, как и на месторождении, а во время нагнетания – в обратном направлении по схеме газопровод – дожимная компрессорная станция – газосборный пункт – шлейф – скважина – пласт.

Специфика воздействия на эксплуатационный объект (пласт-коллектор искусственной газовой залежи) преобразует его. Само это воздействие на призабойную зону за полный цикл можно разделить на несколько этапов.

На первом этапе в пласт-коллектор задавливается жидкость, скопившаяся в стволе скважины во время отбора, затем газовые струи, проходящие через перфорационные отверстия при нагнетании газа, разрушительно действуют на раскисший от воздействия жидкости коллектор, во многих случаях являющийся слабосцементированным. Репрессия при нагнетании газа в эксплуатационные пласты ПХГ чаще всего значительно превосходит по значениям величины депрессий при отборе газа.

При дальнейшем нагнетании газа происходит осушение и охлаждение прежде всего призабойной зоны, так как закачиваемый в скважины газ является относительно сухим и имеет температуру 12–20 °С. Повышение давления в околоскважинной зоне осушенным газом способствует постепенному оттеснению ГВК и расформированию конусов обводнения.

Сам нагнетаемый газ по составу, как правило, отличается от «родного» газа тех отложений, в которых создано ПХГ. Вместе с потоком газа происходит привнесение в пласт-коллектор механических частиц различного происхождения (пыли, песка, частиц породы, различных окислов железа, машинного масла). В результате в околоскважинной зоне эксплуатационного пласта создается среда, отличная от начального состояния пласта-коллектора. Размеры этой среды со временем увеличиваются. Формирование такой среды происходит в опережающем порядке в наиболее проницаемых пропластках, через которые фильтруется основной объем газа.

При отборе газа продукты разрушения пласта-коллектора и привнесенные ранее механические примеси частично выносятся с потоком газа в скважину и далее (если скорость восходящего потока позволяет) на поверхность, если нет – оседают на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) или на забое и могут образовывать песчано-глинистые пробки. Отбор газа сопровождается снижением давления и прогревом пласта за счет подтока более прогретого газа из отдаленных зон пласта и поступления подошвенных или законтурных вод. Происходит частичное испарение остаточной воды, и влагоемкость газа возрастает. В лифте скважины, напротив, происходит конденсация парообразной влаги, и в случае недостаточной скорости восходящего потока газа для выноса образующейся конденсационной воды последняя скапливается на забое, создавая гидрозатвор, который может полностью заглушить скважину.