ЛЕКЦИЯ №27
Подземные хранилища газа. Их назначение и классификация. Применение аккумулирующей способности
Созданная к настоящему времени в России развитая сеть подземных хранилищ газа (ПХГ) позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям практически в любой точке ЕСГ как в России, так и за рубежом.
Дадим определение газохранилищу – это инженерные сооружения, предназначенные для хранения и регулирования его подачи потребителю в соответствии с неравномерностью потребления.
Подземные газохранилища в ЕСГ имеют многоцелевое назначение, помимо основной задачи - регулирования сезонной неравномерности газопотребления - они выполняют другие функции, такие как:
- дополнительная подача газа потребителям в случае экстремальных похолоданий, как в отдельные дни, для чего создана система так называемых пиковых подземных хранилищ, так и в случае аномально холодных зим, путем создания соответствующих дополнительных резервов газа;
- обеспечение надежности экспортных поставок;
|
|
- создание долгосрочных (не распределяемых) резервов газа на случай непредвиденных экстремальных ситуаций;
- резервирование газа на случай аварийных кратковременных ситуаций в системе газоснабжения.
Современная система дальнего газоснабжения в общем случае состоит из сложного и дорогостоящего комплекса промышленных сооружений:
- источников газа (газовых, газоконденсатных или газоконденсатных с нефтяной оторочкой месторождений;
- установок для очистки, осушки газа, добычи конденсата и подготовки газа к транспорту;
- установок использования энергии пластового давления для получения холода, механической работы, электроэнергии;
- конденсатоперерабатывающего завода;
- магистрального газопровода;
- подземного хранилища газа;
- городской газораспределительной сети.
Для хранения углеводородных газов в настоящее время реализуются различные способы. Классификация хранилищ газа приведена на рисунке 1.
Рисунок 1. Схема классификации газохранилищ
Работа подземные хранилища газа характеризуется следующими параметрами:
1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время.
Потребление природного газа потребителями различных групп характеризуется неравномерностью по временам года – т.е. по сезонам (лето, зима), по месяцам, неделям, суткам и часам суток.
Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления называется отношение фактического месячного потребления газа Qiм к среднемесячному Qср:
Рисунок 2. Кривая суточного потребления газа
Как видно из рисунка 2, избыток газа в течение суток (площадь АВД) равен его недостающему количеству (площадь СВЕ). Обычно суточные неравномерности потребления газа устраняются созданием запасов газа в течение суток в газгольдера, либо за счёт использования аккумулирующей способности конечного участка магистрального газопровода.
|
|
Объём газа, используемый в зимнее время для отопления жилых и промышленных зданий, изменяется от 9 до 15 % от объёма годового потребления.
Отношение максимального месячного потребления газа к среднему изменяется от 1,3 до 1,5:
кi max= 1,3…1,5; к imin=0,6…0,8.
Таким образом, создание подземного хранилища газа необходимо для хранения летнего избытка газа и подачей его зимой потребителю для обеспечения ритмичной работы магистрального газопровода со среднегодовой производительностью.
Объём газа для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления рассчитывается тремя методами:
- по числу градусодней недостатка температуры и количеству теплоты, необходимой на один градусодень недостатка температуры;
- по нормам расхода газа на отопление по всем категориям потребителей;
- по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления.
Следует отметить, что по известным значениям коэффициентов месячной неравномерности газопотребления определяется объём природного газа Qа подлежащего хранению в залежи по выражению следующего вида:
(2)
где - коэффициент месячной неравномерности;
n – число коэффициентов неравномерности меньших единицы.
2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.
Приближенно капитальные вложения (в руб.) в магистральный газопровод Кмг и компрессорные станции Ккс можно записать в виде следующего уравнения:
(3)
где
(4)
Р1, Р2 - давления на выкиде и приёме компрессорных станций (КС) соответственно;
n - число КС;
K1 - капитальные вложения, независимые от Q; β, λ - укрупненные показатели [ Смирнов А.С. Ширковский А.И Добыча и транспорт газа.- М.: Гостоптехиздат, 1957,- 557 с.];
L - расстояние между КС;
Rz - допускаемое напряжение на разрыв материала труб.
Если подземного хранилища нет, в уравнении для К0 вместо Q подставляют максимальное среднесуточное потребление газа Qmax в самый холодный месяц (декабрь, январь); если подземное хранилище есть - среднесуточное потребление газа за год Qc. Поскольку Qmax>Qc, при отсутствии ПХГ капитальные вложения в магистральный газопровод и КС будут больше (на 20 – 30 % по сравнению с расчётом по Qc).
3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений МГ с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности КС, близком к единице.
4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны;
5. Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования.
6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.
7. Создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после её выработки.
8. Уменьшение мощности завода по очистке от H2S и СО2 и производству газовой серы. При наличии ПХГ такой завод рассчитывается на среднегодовой расход, при отсутствии хранилища - на максимальный среднемесячный зимний расход.
9. Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом. ПХГ, как правило, сооружаются вблизи трассы МГ и потребителей.
В отечественной практики наибольшее распространение получило хранение газа в пористых средах.
В пористых средах создаются подземные хранилища трех типов:
|
|
- хранилища в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях;
- хранилища в водоносных пластах;
- в залежах негорючих природных газов.
Принципиальные схемы подземных хранилищ газа приведены на рисунка 3 и 4.
Рисунок 3. Схема подземного хранилища газа созданного в слабосцементированном пласте незначительной толщины:
ГНК – газонефтяной контакт;
ВНК – водонефтяной контакт;
К;с – компрессорная станция;
П – потребитель.
Рисунок 4. Схема подземного хранилища газа созданного в крепко сцементированном пласте большой толщины
В первом случае из-за наличия нефтяной оторочки, затрудняющей поступление воды в хранилище, объём порового пространства газонасыщенного коллектора изменяться практически не будет. Режим эксплуатации хранилища при постоянном объеме порового пространства будет газовым. Причинами, ограничивающими дебит отдельных скважин, является возможность разрушения пласта и вынос горной породы на забой скважины.
Технологический режим эксплуатации скважин будет определяться величиной максимально допустимого градиента давления на поверхности пласта, вскрытого скважиной.
Если подземное хранилище образовано в ловушке крепко сцементированного пласта большой толщины во время его работы подошвенная вода будет передвигаться вверх при отборе газа и вниз при закачке. Объём газонасыщенной части залежи изменяться. Часть газа в конце периода отбора останется в необводненной, другая его часть - в обводненной части коллектора. Режим эксплуатации подземного хранилища будет упруговодонапорным.
Если газонасыщенный коллектор представлен прочными, сцементированными породами. В этом случае дебит отбираемого из скважин газа не ограничивает. Однако, на контакте газ — вода давление будет распределено неравномерном отборе газа. Наименьшее давление будет под забоем скважины. Ранее плоская (до начала отбора газа) горизонтальная плоскость контакта газ — вода будет деформироваться, с образованием под забоем скважины конуса подошвенной воды. При подъёме подошвенной воды с образовавшимся конусом под забоем скважины в ПХГ эксплуатируются на технологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положение. Градиент давления на его вершине, направленный вверх вдоль оси скважины, равен удельному весу пластовой воды.
|
|
Для подачи газа потребителю компрессорная станция не нужна.
Рассмотрим основные характеристики подземных хранилищ газа созданных в пористых средах.
При проектировании и эксплуатации подземных газохранилищ различают остаточный, активный, буферный и предельный объёмы газа.
Остаточным называется минимальное количество газа, которое находилось в залежи перед началом закачки на хранение.
Активным называется объём ежегодно отбираемого и закачиваемого газа, и который можно определить из выражения следующего вида:
(5)
где Q - объём порового пространства;
Рмакс, Рмин - максимальное и минимальное давление в хранилище;
Рат - атмосферное давление;
Zср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа.
Буферным называется объём газа, не извлекаемый из подземного газохранилища, но необходимый для поддержания определенного минимального давления для подачи газа на поверхность, противодействия внедрению в хранилище пластовых вод и т. д.:
(6)
Предельным называется максимальное количество газа, которое можно поместить в хранилище:
(7)
При создании и эксплуатации подземных хранилищ газа различают также максимально допустимое, максимальное, минимальное и среднее давления.
Максимально допустимое давление это наибольшее давление в хранилище, которое можно допустить, исходя из условия сохранения покрышки (кровли) пласта.
Для предупреждения нарушения герметичности кровли пласта, максимально допустимое давление в пласте принимается несколько меньшим, чем давлениевышележащих пород (горное давление), т.е. .
Максимальным называется давление, установленное на основании технико-экономических расчётов и соответствующее активному объёму газа.
Минимальным называется давление, установленное на основании технико-экономических расчётов и соответствующее буферному объёму хранимого газа.
(9)
Среднее давление в хранилище определяется из выражения
(10)
где Т - время, равное году или величине, кратной одному году.
Таким образом, давление в подземном хранилище будет изменяться от максимального до минимального в зависимости от условий работы поверхностного оборудования и минимально допустимого дебита газовой скважины.
Далее рассмотрим общие принципы обустройства подземного хранилища.
Принципиальная схема обустройства подземного хранилища газа приведена на рисунке 5.
Рисунок 5. Общая схема обустройства подземного хранилища газа:
1 – магистральный газопровод; 2 – компрессорная станция;
3 – скруберр; 4 – сепаратор; 5 градирня; 6 – маслоотделители;
7 – внутрипромысловый коллектор; 8 – установка по осушке газа; 9 – расходомер;10 – коллектор.
Газ из магистрального газопровода 1 по подводящему коллектору поступает на компрессорную станцию 2, предварительно пройдя очистку в скрубберах 3. При высоком давлении в газопроводе, компрессорную станцию при нагнетании газа можно не использовать. Сжатый горячий газ очищается от масла в сепараторах 4, охлаждается в градирне 5 и проходит через маслоотделители 6. В схему обычно кроме маслоотделителей включают, угольные адсорберы для полного удаления масла и керамические фильтры, которые задерживают угольную пыль.
Очищенный газ по коллектору 7 направляется на газораспределительный пункт ГРП, где распределяется по скважинам и замеряется расходомерами. ГРП может находиться на территории компрессорной станции (КС) и на значительном расстоянии от нее, если КС расположена в стороне от хранилища.
Газораспределительную систему на хранилище обычно выполняют по лучевой схеме. Для предотвращения обратного хода газа при остановках компрессоров ставят обратные клапаны.
При отборе газа из хранилища его направляют в сепаратор первой ступени, где отделяются капельная вода и твердые частицы, затем он поступает в сепаратор второй ступени, работающий при давлении газопроводной системы. После этого газ проходит расходомер, обратный клапан и попадает в коллектор 10, ведущий на установку осушки 8. После осушки расход газа измеряют общим расходомером 9, затем газ поступает в подводящий газопровод.
На коллекторе 10 устанавливают предохранительный клапан на случай недопустимого повышения давления в низконапорной части системы.
Если газ отбирают из хранилища при помощи КС, то после очистки и компримирования он подается на установку осушки, а затем - в отводящий газопровод.
Отличительной чертой эксплуатационных скважин используемых на подземных хранилищах газа является их эксплуатация как в качестве добывающих, так и в качестве нагнетательных скважин.
В существующей промысловой практике на подземных хранилищах газа применяют пять основных типов скважин:
- разведочные;
эксплуатационные;
наблюдательные;
специальные – разгрузочные, дренажные, блокировочные.
Следует отметить, что каждый тип скважин имеет свою специфическую конструкцию обусловленную её назначением.
Технологический режим эксплуатации скважин основном определяется типом подземного хранилища газа и графиком газопотребления, и в основном аналогичен ранее рассмотренным режимам эксплуатации скважин. Эксплуатация скважин обычно осуществляется по НКТ, оборудованных, как правило, обратными клапанами. Шлейфы скважин оборудуются запорными устройствами, срабатывающими при разрывах наземных коммуникаций, как в период закачки газа, так и в период его отбора.
Поскольку подача природного газа потребителю может осуществляться под собственным давлением или же с помощью компрессора то необходимо выполнение двух условий:
- в первом случае давление газа на устье скважины равняться сумме давления на выкиде компрессора и потерь давления от скважины до компрессорной станции;
- во втором случае давление на устье скважины складывается из давления на приёмном коллекторе компрессора и потерь давления от скважины до компрессорной станции.
Фонд эксплуатационных скважин определяется обычно их продуктивностью и графиком газопотребления. В зависимости от сетки скважин, свойств пласта, продолжительности эксплуатации скважин в период закачки и отбора, резервный фонд скважин принимается обычно равным 5 – 10 % от расчётного фонда скважин.
Для борьбы с гидратообразованием принимают те же меры, что и при эксплуатации газовых месторождений.