Опыт создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ на базе истощенного газового месторождения

Северо-Ставропольское ПХГ (СС ПХГ) расположено на территории Ставропольского края примерно в 30 км от г. Ставрополь. Добыча газа из месторождений региона составляет менее 300 млн м³/год, что позволяет обеспечить всего 3 % потребности Ставропольского края. Спрос на газ покрывается за счет поставок из месторождений севера Тюменской области и Туркменистана по магистральным газопроводам Северный Кавказ – Центр, Новопсков – Аксай – Моздок, Починки – Изобильное – Северо-Ставропольское ПХГ, Макат – Северный Кавказ и Кази – Магомед – Моздок. Транзитная транспортировка осуществляется в Рес­публики Грузия, Армения, Азербайджан, Дагестан, Северную Осетию, Чеченскую Республику, а также в Краснодарский край, Астраханскую и Ростовскую области.

В 2006 г. введен в эксплуатацию газопровод Россия – Турция («Голубой поток») пропускной способностью 16 млрд м³, в дополнение к которому рассматривается возможность ввода второй нитки для осуществления поставок на Ближний Восток, в Израиль и другие страны. А также к 2015 г. планируется завершить строительство двухниточного газопровода «Южный поток» пропускной способностью 63 млрд м³.

Таким образом, СС ПХГ может быть использовано как для покрытия сезонной неравномерности газопотребления внутренних потребителей, так и для обеспечения гаран­тированных экспортных поставок газа в Европу через Турцию и на перспективу – через Болгарию или Румынию.

Геологическое строение Северо-Ставропольского ПХГ

Северо-Ставропольское ПХГ создано на базе истощенного газового месторождения. Месторождение является многопластовым. Газовые залежи приурочены к чокракскому горизонту (средний миоцен), к хадумскому гори­зонту (олигоцен) и горизонту зеленая свита (эоцен). В хадумском горизонте (1984 г.) и горизонте зеле­ная свита (1979 г.) созданы подземные хранилища газа при аномально низких пластовых давлениях. Данные горизонты являются самостоятельными эксплуатационными объектами, расположенными на глубинах 750 и 1000 м соответственно, и существенно отличаются по своим характеристикам и режимам работы.

Стратиграфический диапазон промышленной газоносности Ставропольского свода охватывает комплекс кайнозойских осадков. В разрезе кайнозоя выделяются пять газоносных горизонтов: черкесский (зеленая свита) – эоцен, хадумский – олигоцен, верхнемайкопский – нижний миоцен, чокракский и караганский – средний миоцен.

Палеоцен-эоценовые отложения представлены мощной толщей песчано-алевритовых образований с незначительными по толщине аргиллитовыми прослоями, не выполняющими роль флюидоупоров. В этой связи палеоценовые отложения и нижний плюс средний эоцен образуют единый гидродинамический комплекс, характеризующийся общей недонасыщенностью растворенными газами.

Верхнеэоценовые отложения выполняют роль покрышки. Газоконденсатные залежи в палеоцене и эоцене были установлены в южной части Ставропольского сводового поднятия.

Хадумская газовая залежь была открыта в 1952 г. Она приурочена к Северо-Ставропольскому и Пелагиадинскому поднятиям, сочленяющимся неглубокой седловиной. Внешний контур газоносности является общим для этих поднятий. Площадь газоносности составляет 590 км², из которых 460 км² приходится на Северо-Ставро-польскую структуру, а 130 км² относится к Пелагиадинской. Газовая залежь относится к типу пластовых со значительной по размерам (около 110 км²) зоной отсутствия подошвенной воды. Начальное пластовое давление 6,65 МПа. Продуктивная толща хадумского горизонта представлена частым чередованием тонких пропластков алевритов, алевролитов и глин и условно разделяется на три пачки. В верхней части хадума залегает первая реперная пачка песчаных глин темно-серого цвета толщиной до 10–15 м, которая является каротажным репером. Под толщей глин залегает алевролитовая пачка. Проницаемость алевролитов по газу колеблется от 0,8 до 1,7 мкм², в этой пачке были сосредоточены основные запасы газа. Под алевролитовой пачкой залегает пачка чередования прослоев алевритов и алевролитов с глинами, толщиной от 55 до 66 м. Алевриты рыхлые и слабоуплотненные, алевролиты залегают среди глин в виде тонких и частых прослоев различной толщины. Границу между второй и третьей пачками провести можно условно, так как алеврит второй пачки постепенно переходит в алевролит третьей пачки с меньшим содержанием песчаника, а последний – в песчанистые глины, залегающие на известковистых глинах белоглинского горизонта. Глины этого горизонта исполняют роль нижнего флюидоупора.

Глубина залегания продуктивного горизонта – 650 - 750 м. Пластовое давление на начало разработки составляло 6,4 МПа, пластовая температура – 66 °С. Газ метановый, с содержанием метана до 98 %. Месторождение в течение 27 лет разрабатывалось в условиях газового режима с небольшим внедрением пластовых вод. За время разработки пластовое давление снизилось до 0,8 МПа.

Создание хранилища в хадумском горизонте начато в 1984 г. Храни­лище сразу начало работать в режимах закачки и отбора газа, при этом использовались скважины, газопромысловое оборудование и дожимные компрессорные станции, построенные при разработке залежи. В настоящее время оперативный объем газа в ПХГ составляет порядка 53 млрд м³.

Отличительной особенностью ПХГ в хадумском горизонте является то, что оно создается в истощенной газовой залежи с большим газонасыщенным объемом при низком пластовом давлении, что позволяет хранилищу выполнять многоцелевые функции:

- регулировать сезонную неравномерность газопотребления частью ак­тивного объема;

- обеспечивать отбор долгосрочного резерва без дополнительной закачки газа;

- медленное снижение пластового давления позволяет в течение значи­тельного по времени периода отбора иметь высокие суточные отборы газа;

- низкое максимальное пластовое давление позволяет осуществлять за­качку газа непосредственно из магистрального газопровода без дополни­тельного компримирования.

Залежь газа в зеленой свите эоцена открыта в 1956 г. Она приурочена к асимметричной брахиантиклинальной складке с более крутым (1°20’) северным и пологим (0°30’) южным крылом. Простирание складки субширотное, размеры по изогипсе –670 м составляют 7,5×5,5 км, амплитуда – 65 м. Площадь газоносности составляет 44,4 км². Ось структуры проходит с юго-запада на северо-восток. Продуктивность связана с верхней и нижней пачками, имеющими толщину 100–110 м и сложенными мелкозернистыми песками, песчаниками и алевролитами серыми до белых, слабосцементированными. Верхняя пачка расчленяется на 1, α и 2 пласты. Глубина залегания продуктивного пласта – 950–990 м. Проницаемость коллекторов колеблется от 0,266 до 1,3 мкм². Газовая залежь перекрывается региональной покрышкой, представленной известковистыми глинами, с прослоями мергелей и плотных глауконитовых песчаников, толщиной 140–160 м; характеризовалась как пластовая сводовая, водоплавающая. Начальное пластовое давление – 7,37 МПа, пластовая температура – 79 °С.

Залежь газа являлась высокодебитной, абсолютно свободные дебиты колебались от 3000 до 4000 тыс. м³/сут, рабочие дебиты – от 200 до 300 тыс. м³/сут. Проницаемость пласта по промысловым
определениям составляла в среднем около 0,7 мкм². Химический состав газа преимущественно метановый, содержание метана – до
89 %.

Эксплуатация залежи была прекращена из-за обводнения большей части скважин. Пластовое давление в процессе разработки снизилось на 3,1 МПа. В дальнейшем давление поднялось и на начало создания ПХГ составляло 6,38 МПа.

Создание подземного хранилища газа в отложениях зеленой свиты Северо-Ставропольского месторождения начато в 1979 г., тогда же оно было введено в опытно-промышленную эксплуатацию. С 1983 г. осуществляется расширение хранилища. Активный объем газа в ПХГ в настоящее время составляет 6 млрд м³. В процессе эксплуатации хранилища про­является активный водонапорный режим. В конце периодов отбора газа из ПХГ наблюдается появление пласто­вой воды в эксплуатационных скважинах, что приводит к интенсивному разрушению терригенного коллектора, износу промыслового оборудования, образованию песчано-глинистых и гидратных пробок. Это обусловливает необходимость проведения большого объема качественных водоизоляционных работ.

Технологическая схема Северо-Ставропольского ПХГ [9]

В технологическую схему СС ПХГ входят: дожимно-компрес-сорные станции (ДКС), газораспределительные пункты (ГРП), эксплуатационные, наблюдательные, поглотительные и дру­гие скважины, шлейфы, сеть газопроводов, а также различные хозяйствен­ные объекты: автобаза, механические мастерские и т.п.

В технологической схеме ПХГ в хадумском горизонте используются две ДКС – ДКС-1и ДКС-2, связанные с тринадцатью ГРП (строится 14-е ГРП).

Период отбора газа длится до 180 сут (с ноября по апрель), при этом отбор ведется при помощи ДКС, которые в зависимости от пластового давления компримируют газ в одну или две ступени.

Технологическая схема включает следующие про­цессы:

- очистку газа от капельной влаги и механических примесей (участок мехочистки);

- одно- или двухступенчатое компримирование газа при помощи газоперекачи­вающих агрегатов ГПА-Ц-16 (18) – 12 шт.;

- охлаждение газа (цех АВО);

- осушку газа от влаги в цехах осушки и очистки газа (ЦООГ) перед подачей газа к потребителю.

В период отбора газ с площадок ГРП по коллекторам поступает на ДКС, где проходит очистку от влаги и механических примесей в газосе­параторах – пылеуловителях, после чего газ сбрасывается на свечу. Далее газ поступает в приемный коллектор для компримирования. После охлаждения газ проходит дополнительную осушку диэтиленгликолем (ДЭГ) в абсорберах ЦООГ до норм, регламентируемых ГОСТом. Осушенный газ замеряется и направляется в газопровод.

Особенностью эксплуатации СС ПХГ в период отбора является то, что часть газа подается без компримирования – местным потребителям, в том числе потребителям г. Ставрополя и на Ставропольскую ГРЭС.

На рис. 16 представлена схема процессов закачки и отбора газа на Северо-Ставропольском ПХГ.

Рис. 16. Схема закачки и отбора на Северо-Ставропольском ПХГ

В технологической схеме ПХГ зеленой свиты используется Рождественская газокомпрессорная станция (РГКС), связанная с тремя ГРП.

Период отбора газа длится 180 сут (ноябрь–апрель), а закачка газа – с мая по октябрь. РГКС имеет особую специфику работы: так, в весенне-летний период на станции осуществляется закачка газа при помощи газоперекачивающих агрегатов (ГПА) (апрель–сентябрь), в осенне-зимний период осуществляется отбор газа из СС ПХГ без помощи ГПА. Технологическая схема работы РГКС включает следующие процессы:

- очистку газа от капельной влаги и механических примесей (участок мехочистки);

- двухступенчатое компримирование газа при помощи газоперекачи­вающих агрегатов ГПА-Ц-6,3 (8 шт.), с двигателями НК-14 СТ и МК-8 (8 шт.);

- охлаждение газа (цех аппарата воздушного охлаждения (АВО);

- осушка газа от влаги в ЦООГ (перед подачей газа потребителю).

В период закачки газ из магистрального газопровода поступает на пло­щадку РГКС, где проходит очистку от механических примесей и влаги в пылеуловителях циклонного типа и в фильтр-сепараторах, затем подается через замерной узел на две ступени компримирования на ГПА – до 5,5 МПа, а затем до 9,0–10,0 МПа; и с температурой 30–35 °С поступает в коллекторы и на ГРП, где после замера закачивается в пласт.

В период отбора газа из СС ПХГ газ по шлейфам поступает на площадки ГРП, где в пылеуловителях очищается от механических примесей и пластовой (конденсационной, пластовой, смешанной) воды, которая из пы­леуловителей при продувке поступает на локальные очистные сооружения ГРП и после очистки закачивается в пласт, а очищенный газ поступает на установку осушки газа РГКС. На установке абсорбционной осушки газ проходит через абсорберы, где осушается ДЭГ. После абсорберов газ замеряют и направляют в магистральный газопровод. На­сыщенный парами воды ДЭГ поступает в выветриватель (емкость разгазирования), из которого газ выветривания подается в систему топливного га­за и идет на топливо. ДЭГ поступает на установку огневой регенерации (огневые испарители), где из него испаряются влага и нефтепродукты. Ре­генерированный ДЭГ возвращается в абсорберы.

Ввиду того, что СС ПХГ располагается в узле мощной газораспределительной сети и вблизи крупных потребителей, оно играет важную роль в обеспечении бесперебойности поставок газа потребителям, является автономным источником газоснабжения региона в наиболее холодные месяцы, а также поддерживает надежную и стабильную работу газотранспортной системы с учетом реверсивного режима ее эксплуатации.

Особенности создания ПХГ на базе истощенных
нефтяных месторождений

Создание ПХГ в истощенных газоконденсатных, нефтегазовых и нефтяных месторождениях позволяет не только создать резервы газа, но и увеличить конденсато- и нефтеотдачу.

Наличие нефти в пористом пласте может быть основанием для того, чтобы технологической схемой эксплуатации ПХГ предусматривалось доизвлечение нефти. Это обусловливает ряд особенностей в системе эксплуатации таких хранилищ. Для закачки газа используются скважины, расположенные в центральной части, а отбор продукции производится из скважин на периферии залежи. В продукции скважин наряду с газом содержится нефть с высоким или низким газовым фактором. Это требует особой системы подготовки газа к дальнейшему транспорту и поставке потребителям. Поэтому ПХГ в нефтяных и нефтегазовых месторождениях обустраивают двумя или тремя системами подготовки продукции. Содержание тяжелых углеводородов в газе требует оборудования, обеспечивающего максимально полное их отделение.

Создание таких газохранилищ проходит в два этапа:

1. За счет закачки/отбора относительно небольших объемов газа решаются задачи уточнения показателей эксплуатации газового хранилища, объема добычи нефти, создания условий для разбуривания залежи.

2. Производится пробная эксплуатация ПХГ с корректировкой технологии извлечения нефти.

Затем хранилище передается в промышленную эксплуатацию. Максимальный объем газа, который может быть закачан в выработанную нефтяную залежь, рассчитывается с учетом газа, закачанного в газовую шапку залежи, и окклюдированного газа (рис. 17).

Окклюдированный газ – это газ, выделившейся из нефти при снижении пластового давления ниже давления насыщения. При дальнейшем снижении давления пузырьки окклюдированного газа, увеличиваясь в размерах, сливаются и могут несколько увеличить объем свободного газа.

Рис. 17. ПХГ в истощенной нефтяной залежи

Таким образом, при создании ПХГ в истощенном нефтяном месторождении подземное хранение газа совмещается с доразработкой нефтяного месторождения. Существуют технологии, позволяющие использовать созданные в нефтяном пласте запасы газа для целей подземного хранения без ущерба добыче нефти уже на начальном этапе проведения газовой репрессии.

Опыт эксплуатации ПХГ в нефтяных месторождениях показывает, что практически всегда хранение газа сопровождается повышением нефтеотдачи. В одних случаях дополнительная добыча нефти является сопутствующим процессом, как например, для ПХГ Райтбрук (Германия). В процессе эксплуатации хранилища, созданного в карбонатном трещинно-поровом коллекторе, образовалась нефтяная оторочка. В других случаях основной целью закачки газа является доизвлечение нефти, а хранение газа выполняет вторичную функцию.

3.4.2. Подземные хранилища газа в водоносных пластах

Во многих случаях в районах крупных центров газопотребления нет выработанных газовых или нефтяных залежей, пригодных для создания подземных хранилищ газа. Однако в геологическом разрезе толщи горных пород этих районов почти всегда имеются водонасыщенные пласты, в которых можно выявить структурные элементы для создания искусственной ловушки и проектирования хранилища газа.

Подземные хранилища в водоносных пластах могут служить целям резервирования газоснабжения при относительно ограниченном числе потребителей и являются более капиталоемкими по сравнению с хранилищами в истощенных месторождениях.

Первое ПХГ в водоносном пласте было создано в 1946 г. в США – ПХГ Doe Run Upper (штат Кентукки). В СССР первое газохранилище в водоносном пласте было создано в 1959 г. в районе г. Калуги (Калужское ПХГ – проектный объем активного газа – 410 млн м³). Крупнейшее в мире хранилище в водоносном пласте – Касимовское ПХГ – было создано в 1977 г. (проектный объем активного газа –
12 млрд м³).

В настоящее время в мире эксплуатируется порядка 80 ПХГ, созданных в водоносных пластах с общей активной емкостью более 50 млрд м³.

Строительство хранилища газа в водоносном пласте осуществляется в три этапа: детальная геологическая разведка, опытно-про-мышленная закачка и циклическая эксплуатация хранилища.

Геологическая разведка позволяет выяснить наличие потенциальной ловушки, способной аккумулировать газ в требуемых объемах, установить ее площадь, определить характеристики пласта-кол-лектора, покрышки и всего разреза осадочных пород, получить гидрогеологические данные по вскрытым разведочным скважинам,
водоносным пластам с указанием степени их взаимосвязанности, определить химический состав, давление и температуру пластовых вод.

Одним из важнейших вопросов при создании подземного хранилища газа такого типа является установление условий сохранности закачанного в него газа. Как правило, при создании ПХГ в водоносных пластах используются ловушки структурного типа. Над объектом хранения должна залегать непроницаемая для газа толща пород (в основном это глинистые породы). Пласт должен обладать проницаемостью, обеспечивающей вытеснение воды газом за приемлемые сроки. Особые трудности возникают при создании ПХГ в малоамплитудных ловушках. При создании таких хранилищ может произойти нерегулируемое движение газа по зонам лучшей проницаемости пласта с возможным выходом газа за пределы ловушки. Глубина залегания пласта-коллектора должна удовлетворять определенным требованиям: при малых глубинах давление в хранилище будет низким, что приведет к низкой продуктивности газовых скважин и существенному увеличению их количества; при больших глубинах растут затраты на бурение скважин и на сооружение компрессорной станции для закачки газа в пласт.

При создании ПХГ в водоносном пласте, имеющем относительно однородное строение, нагнетание газа начинают на относительно небольшой площади в центре структуры, при этом закачка характеризуется постоянными расходом и давлением в искусственной газовой зоне.

Степень оттеснения воды газом характеризует коэффициент вытеснения (газонасыщенности) – отношение газонасыщенного объема пор к объему порового пространства. Для большинства хранилищ в России он равен 0,7–0,8. Степень неравномерности распространения газа по пласту в процессе его закачки оценивается коэффициентом использования ловушки – отношением газонасыщенного объема пор к объему пор ловушки внутри геометрического тела, расположенного выше изогипсы, до которой опустился газ. Этот коэффициент зависит от параметров пласта и изменяется во времени, часто в достаточно значительных размерах.

Объем газа в хранилище, оцениваемый в нормальных кубических метрах, определяется, в том числе, его давлением. При повышении давления растет как общий, так и активный объем газа. С ростом давления усложняются условия закачки, повышается вероятность перетоков газа в вышезалегающие породы как по геологическим, так и по техническим причинам.

При хранении газа в водоносных пластах минимальное давление в газовой зоне пласта жестко связано с максимальным давлением и определяется на основании расчетов на математических моделях пласта.

Для подземных хранилищ газа в водоносных пластах существенным фактором является риск ухода газа за пределы ловушки – как в вышезалегающие горизонты, так и в латеральном направлении.

Поэтому создание подземных хранилищ газа в водоносных пластах предусматривает большой объем геолого-поисковых работ по выявлению возможности создания ПХГ. Проводится большой комплекс геофизических работ по выявлению свойств пласта и покрывающих пород. Анализируются свойства кернового материала.

Для сокращения периода времени на оттеснение из ловушки пластовой воды при создании подземных хранилищ выбирают пласты с относительно высокой проницаемостью. Большая толщина пласта дает возможность создавать хранилища большой емкости и относительно высокими темпами сооружать хранилища. С другой стороны, хранилища в пластах с большой толщиной имеют относительно обширную зону подошвенной воды, что осложняет эксплуатацию скважин. Наилучшим вариантом является наличие в своде залежи, по площади которого обычно и размещают эксплуатационные скважины непроницаемых экранов, которые позволяют отделять забои эксплуатационных скважин от подошвенной воды.

Высокая проницаемость пласта-коллектора обеспечивает относительно небольшую воронку депрессии как при закачке, так и при отборе. В то же время удаление забоев эксплуатационных скважин от периферийной зоны позволяет избежать массового обводнения скважин.

Повышение давления в хранилище на выходе дает положительные результаты. Для каждого объекта на основании экспериментальных и аналитических исследований с использованием метода аналогии определяется максимально допустимое давление при закачке. Определяются гидродинамические условия, предупреждающие опасность выхода газа за пределы ловушки. Амплитуда ловушки (расстояние по вертикали от свода ловушки до «замка») является важным показателем ПХГ. Многие специалисты считают, что амплитуда ловушки должна быть не менее 20–25 м. Однако у нас в стране имеются ловушки с амплитудой до 10 м. При эксплуатации таких хранилищ должен быть особый подход к режиму закачки газа, а также осуществляться постоянный контроль за распространением газового контура.

Проектирование подземных хранилищ в водоносных пластах представляет собой сложный процесс. Если приемистость пласта-коллектора определяется с высокой достоверностью, то при расчете направлений движения газа могут возникнуть определенные сложности, вызванные неоднородностью пласта-коллектора, относительно невысокой амплитудой ловушки и обоснованием сроков создания хранилища, по возможности в относительно короткие сроки.

При недостаточной информации о пласте-коллекторе, как правило, используются аналитические методы расчетов, основанные на простых зависимостях гидродинамической подвижности пластовых флюидов от перепада давления. С увеличением объема информации и, что логично, повышением требовательности к разработке режимов создания и эксплуатации хранилища, используют более сложные модели пласта, которые в свою очередь подразделяются на балансовые и многофазные трехмерные модели.

С целью сокращения возможных ущербов от ошибок проектирования, связанных с недостаточной информацией о пласте-коллекторе, применяют многостадийное проектирование и строительство ПХГ, при этом на каждой стадии эксплуатации хранилища ставится задача уточнения геологического строения пласта-коллектора и условий эксплуатации ПХГ. На многих хранилищах объект хранения приурочен к неустойчивым породам, что чревато опасностью разрушения призабойной зоны пласта и выноса породы из скважины. В этих случаях забои скважины оборудуются специальными противопесочными фильтрами.

Таким образом, подземные хранилища газа в водоносных пластах позволяют решать проблемы газоснабжения в регионах, где нет возможности создания ПХГ в истощенных месторождениях. Однако их сооружение требует проведения комплекса геолого-разведочных работ, создания инфраструктуры, а самое главное – закачки больших объемов газа для создания буферной зоны. Поэтому, как правило, по удельным капитальным вложениям ПХГ в водоносных структурах проигрывают хранилищам, создаваемым в газовых или нефтяных месторождениях.