Студопедия

КАТЕГОРИИ:

Авто Автоматизация Архитектура Астрономия Аудит Биология Бухгалтерия Военное дело Генетика География Геология Государство Дом Журналистика и СМИ Изобретательство Иностранные языки Информатика Искусство История Компьютеры Кулинария Культура Лексикология Литература Логика Маркетинг Математика Машиностроение Медицина Менеджмент Металлы и Сварка Механика Музыка Население Образование Охрана безопасности жизни Охрана Труда Педагогика Политика Право Приборостроение Программирование Производство Промышленность Психология Радио Регилия Связь Социология Спорт Стандартизация Строительство Технологии Торговля Туризм Физика Физиология Философия Финансы Химия Хозяйство Ценнообразование Черчение Экология Эконометрика Экономика Электроника Юриспунденкция

Буферный газ в подземном хранилище

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 3Следующая ⇒

Общий объем газа, находящегося в ПХГ, всегда больше активного объема на величину буферного газа, который постоянно находится в пласте-коллекторе для поддержания энергетического потенциала газохранилища.

(7)

где Q_об – общий объем газа, м³

Q_а- активный объем газа, м³

Q_б- буферный объем газа, м³

Буферный газ подразделяется на две составляющие. Первую часть составляет газ, который может быть отобран в случае экстренной необходимости или в случае ликвидации ПХГ. Вторую часть составляет газ, который экономически нецелесообразно извлекать из пласта, то есть остаточный газ.

(8)

где Q_из – извлекаемый объем газа, м³

Q_ос- остаточный объем газа, м³

2. Расчетная часть

Определить активный объем газа, подлежащего хранению для региона по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления.

1. Определим объем газа, подлежащего хранению Q_а (активный объем хранимого газа), по формулам:

где Q_г – среднегодовой объем потребления газа, определяемый по нормам газопотребления потребителей всех категорий (бытовые, коммунальные и производственные объекты), м³

k_max – коэффициент месячной неравномерности >1

k_min – коэффициент месячной неравномерности <1

n – число коэффициентов, которые больше или меньше единицы.

Таблица 1

Исходные данные

вар./ коэф.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	1,244	1,196	1,114	0,958	0,811	0,779	0,743	0,726	0,799	1,151	1,201	1,3
2	1,456	1,186	1,4	1,2	0,45	0,135	0,55	1,65	0,958	0,569	1,45	0,85
3	1,425	0,25	1,245	0,45	0,135	1,152	0,15	1,25	0,85	1,45	0,9	1,23
4	0,8	1,125	0,55	1,243	0,135	1,234	0,2	1,125	0,8	1,15	0,7	1,2
5	1,165	0,958	1,24	0,8	1,1	0,55	1,125	0,75	0,235	1,2	0,546	1,85
6	1,25	1,196	1,365	1,458	0,254	0,569	1,254	0,478	1,456	0,365	0,245	0,425
7	0,245	1,186	0,958	0,245	1,196	0,895	0,758	1,2	0,585	1,196	1,35	1,45
8	1,186	0,25	1,2	1,152	1,186	0,45	1,235	0,15	0,958	1,186	0,85	0,955
9	0,25	1,125	0,85	1,234	0,45	1,25	0,235	1,155	1,2	0,758	1,152	0,79
10	1,125	0,25	1,243	0,55	1,125	0,155	1,114	0,758	0,785	1,125	1,234	0,9
11	0,958	1,196	0,95	0,569	0,25	0,45	1,4	1,35	1,243	1,75	0,55	1,9
12	1,196	1,186	1,2	0,895	1,196	0,45	1,245	0,25	0,958	1,196	0,569	0,85
13	1,186	0,985	0,45	1,152	1,186	0,55	0,8	1,125	1,2	1,186	0,895	0,915
14	0,25	0,8	0,65	1,234	1,2	1,152	1,186	0,45	1,235	0,15	1,152	0,8
15	1,125	0,95	0,569	0,55	1,2	1,152	1,186	0,5	1,4	0,958	0,245	1,196
16	0,958	1,243	0,55	0,569	0,958	1,85	0,743	1,5	1,245	1,196	1,4	0,245
17	1,196	0,565	0,75	0,895	1,2	1,152	0,85	0,958	0,55	1,186	1,245	1,45
18	1,186	1,244	0,85	1,196	0,785	1,234	0,5	1,2	1,24	0,985	0,55	0,15
19	0,25	1,456	0,785	1,186	1,243	0,55	0,895	0,45	1,365	1,125	1,24	0,925
20	1,125	1,425	0,958	0,85	0,958	0,569	1,125	1,243	0,958	1,45	1,365	0,811
21	0,958	0,811	1,2	1,125	1,2	0,895	0,875	0,958	1,2	1,196	0,958	1,196
22	1,196	1,165	0,875	0,958	0,895	0,45	0,745	1,2	0,85	1,186	1,2	1,186
23	1,186	1,244	1,243	1,196	0,45	1,25	0,55	0,8	1,243	0,743	0,726	0,799
24	0,25	1,456	0,958	1,186	1,25	0,155	0,85	0,958	1,4	1,125	1,243	0,725
25	1,125	1,425	1,2	0,85	0,155	0,45	1,114	1,2	1,245	0,785	0,958	0,985
26	0,958	0,895	0,45	1,125	0,45	1,152	1,4	0,85	0,55	1,196	1,4	1,196
27	1,196	0,85	0,958	0,98	0,45	1,234	0,85	0,985	1,24	1,2	1,245	1,186
28	1,186	1,195	1,2	1,196	0,85	0,55	0,89	1,185	1,365	0,9	0,985	0,899
29	0,95	0,898	0,985	1,1	1,152	0,969	1,21	0,9	0,958	1,15	1,23	1,115
30	1,125	1,243	0,95	0,969	0,958	0,895	1,1	1,152	1,2	0,987	1,125	0,825

Определить объем буферного газа при годовом режиме эксплуатации, когда объем порового пространства остается постоянным и при упруговодонапорном режиме, используя исходные данные.

1. Определение объема буферного газа при годовом режиме эксплуатации хранилища, когда объем порового пространства остается постоянным:

где Q_б – объем буферного газа, приведенный к атмосферному давлению P_а и пластовой температуре T_пл , м³

Ω – объем порового пространства газонасыщенного коллектора, м³

P_min – минимальное (буферное)давление в хранилище к концу периода отбора газа, МПа

Z_б – коэффициент сжимаемости природного газа при P_min и T_пл.

2. Определение объем буферного газа при упруговодонапорном режиме по формуле:

где Ω_к и Ω_н – соответственно начальный (до начала отбора газ) и конечный объем порового пространства залежи, м³

P_в – средневзвешенное по объему обводненной части порового пространства залежи давление, МПа

Z_в – коэффициент сжимаемости газа при P_ви T_пл

α_k – коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны пласта в долях единицы.

Таблица 2

Исходные данные

вар	Ω	Ω_н	Ω_к	P_а, МПа	P_min, МПа	P_в, МПа	Z_а	Z_б	Z_в	α_к
1	2,6·10⁶	2,6·10⁶	1,8·10⁶	0,1	4,8	3,9	1	0,85	0,7	0,4
2	2,8·10⁶	2,8·10⁶	1,5·10⁶	0,1	5,2	3,7	1	0,93	0,5	0,3
3	3,2·10⁶	3,2·10⁶	2,3·10⁶	0,1	5,4	4,7	1	0,78	0,65	0,6
4	2,4·10⁶	2,4·10⁶	1,5·10⁶	0,1	7,3	5,8	1	0,4	0,5	0,2
5	2,6·10⁶	2,9·10⁶	1,7·10⁶	0,1	5,8	3,4	1	0,85	0,7	0,4
6	2,8·10⁶	2,8·10⁶	1,3·10⁶	0,1	6,5	5,2	1	0,93	0,5	0,3
7	3,2·10⁶	3,2·10⁶	2,4·10⁶	0,1	7,3	4,5	1	0,78	0,65	0,6
8	2,4·10⁶	2,9·10⁶	1,2·10⁶	0,1	6,8	3,5	1	0,4	0,5	0,2
9	2,6·10⁶	2,8·10⁶	1,3·10⁶	0,1	7,4	3,8	1	0,85	0,7	0,4
10	2,8·10⁶	2,8·10⁶	1,5·10⁶	0,1	6,4	4,2	1	0,93	0,5	0,3
11	3,2·10⁶	3,2·10⁶	2,4·10⁶	0,1	7,2	3,9	1	0,78	0,65	0,6
12	2,4·10⁶	2,9·10⁶	1,5·10⁶	0,1	6,9	4,5	1	0,4	0,5	0,2
13	2,6·10⁶	2,6·10⁶	1,3·10⁶	0,1	7,5	5,2	1	0,85	0,7	0,4
14	2,8·10⁶	2,7·10⁶	1,2·10⁶	0,1	6,5	4,5	1	0,93	0,5	0,3
15	3,2·10⁶	3,2·10⁶	2,3·10⁶	0,1	5,8	3,5	1	0,78	0,65	0,6
16	2,4·10⁶	3,4·10⁶	1,5·10⁶	0,1	6,5	4,7	1	0,4	0,5	0,2

Окончание табл. 2

вар	Ω	Ω_н	Ω_к	P_а, МПа	P_min, МПа	P_в, МПа	Z_а	Z_б	Z_в	α_к
17	2,6·10⁶	2,8·10⁶	1,9·10⁶	0,1	7,2	5,8	1	0,85	0,7	0,4
18	2,8·10⁶	2,8·10⁶	1,4·10⁶	0,1	5,2	3,4	1	0,93	0,5	0,3
19	3,2·10⁶	3,2·10⁶	2,1·10⁶	0,1	5,4	5,2	1	0,78	0,65	0,6
20	2,4·10⁶	2,8·10⁶	1,5·10⁶	0,1	7,3	4,5	1	0,4	0,5	0,2
21	2,6·10⁶	2,7·10⁶	1,3·10⁶	0,1	5,8	3,5	1	0,85	0,7	0,4
22	2,8·10⁶	2,9·10⁶	1,5·10⁶	0,1	6,5	3,8	1	0,93	0,5	0,3
23	3,2·10⁶	3,2·10⁶	2,1·10⁶	0,1	7,3	4,2	1	0,78	0,65	0,6
24	2,4·10⁶	2,4·10⁶	1,5·10⁶	0,1	6,8	3,9	1	0,4	0,5	0,2
25	2,6·10⁶	2,6·10⁶	1,1·10⁶	0,1	7,4	4,7	1	0,85	0,7	0,4
26	2,8·10⁶	2,8·10⁶	1,5·10⁶	0,1	6,4	5,8	1	0,93	0,5	0,3
27	3,2·10⁶	3,2·10⁶	2,1·10⁶	0,1	7,2	3,4	1	0,78	0,65	0,6
28	2,4·10⁶	2,4·10⁶	1,4·10⁶	0,1	6,9	5,2	1	0,4	0,5	0,2
29	2,6·10⁶	2,6·10⁶	1,5·10⁶	0,1	5,2	4,5	1	0,85	0,7	0,4
30	2,8·10⁶	2,8·10⁶	1,2·10⁶	0,1	6,8	3,5	1	0,93	0,5	0,3

Практическое занятие 2

«Подземные хранилища в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях»

Цель работы: ознакомление с подземными хранилищами в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях. Определение основных технологических параметров.

1. Теоретическая часть

Истощенные газовые и газоконденсатные месторождения во многих случаях являются наилучшими объектами для создания в них подземных хранилищ природного газа. Месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические 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.

При проектировании подземного хранилища в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях необходимо определить: максимально допустимое и минимально необходимое давление газа в хранилище, объем активного и буферного газов, число нагнетательно-эксплуатационных скважин, тип компрессорного агрегата и общую мощность компрессорной станции, тип и размер оборудования для очистки т осушки газа.

Для разработки технологического проекта эксплуатации ПХГ, созданного на базе истощенного газового месторождения пластового типа (рис.2), кроме вышеперечисленных известных параметров, имеющих общепромысловый характер, необходимо знать параметры, относящиеся к эксплуатации хранилища. В основном они относятся к процессам закачки и отбора газа из хранилища.

Рис. 2. Схема истощенной газовой залежи пластового типа

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 для закачки газа и др.

Основными технологическими параметрами процесса отбора газа из хранилища, которые необходимо дополнительно определить, являются: пластовое и забойное давление газа, потребное число эксплуатационных скважин и их дебит.

Объем закачанного газа на момент времени τ, приведенный к атмосферному давлению и пластовой температуре, можно определить по уравнению

, (1)

где - газонасыщенный объем порового пространства, м³;

- коэффициент газонасыщенности;

- общий объем порового пространства пласта-коллектора, м³;

- нормальное давление газа, равное 1 ат. (техническая атмосфера) = 0,1 МПа

- средневзвешенное по газонасыщенному объему порового пространства пласта давление в момент времени , МПа

- коэффициент сжимаемости газа при и ;

- начальное давление газа в хранилище (до закачки газа), МПа;

- коэффициент сжимаемости газа при и .

2. Расчетная часть

Определить максимальный объем газа в хранилище, максимальное забойное и устьевое давление в конце периода закачки, необходимое число поршневых компрессоров, используя исходные данные

1. Определение максимального объема закачанного газа, приводящего пластовое давление газа к максимально допустимой величине по формуле

, м³ (1)

где - газонасыщенный объем порового пространства, м³;

- нормальное давление газа, равное 1 ат. (техническая атмосфера) = 0,1 МПа

P_m – максимально допустимое давление газа в хранилище, МПа;

- начальное давление газа в хранилище (до закачки газа), МПа;

- коэффициент сжимаемости газа при P_ни T_н

z_m- коэффициент сжимаемости газа при P_m и T_m

z_ат- коэффициент сжимаемости газа при P_ати T_ат

2. Если принять темп закачки газа постоянным , то время закачки газа в хранилище можно определить по формуле

, (2)

где q_з – темп закачки.

3. Определение максимального объема газа в хранилище по формуле

, м³ (3)

4. Определение забойного давления при линейном законе фильтрации, когда по формуле

, (4)

где - коэффициент фильтрационного сопротивления, определяемый по данным исследования нагнетательных скважин при установившемся режиме.

для этого определим

;

5. Определение давления на устье нагнетательных скважин с учетом потерь на трение в различные моменты времени по формуле:

(5)

где

, (6) , (7)

- длина фонтанных труб от устья до забоя, м;

- относительная плотность газа (по выводу);

- средняя по стволу температура газа, К;

- средний по стволу коэффициент сжимаемости газа;

- коэффициент сопротивления;

- диаметр фонтанных труб, м.

6. Определим необходимое число компрессоров для закачки газа в хранилище по формуле:

, (8)

где - производительность одного компрессора, м³/сут.

Таблица 3

Исходные данные

вар	, Мпа		, МПа	, м	, K	, м³/сут
1	3,6	4	7,0	500	293	0,5·10⁶
2	4,2	5	7,5	600	313	0,6·10⁶
3	3,8	6	8,0	800	336	0,5·10⁶
4	2,6	7	8,2	700	370	0,5·10⁶
5	2,4	4	7,6	500	325	0,5·10⁶
6	3,2	5	7,8	600	350	0,6·10⁶
7	3,5	6	8,2	800	375	0,5·10⁶
8	2,9	7	7,0	700	360	0,5·10⁶
9	3,4	4	7,5	500	345	0,6·10⁶
10	3,6	5	8,0	600	300	0,5·10⁶
11	4,2	6	8,2	800	305	0,5·10⁶
12	3,8	7	7,6	700	324	0,5·10⁶
13	2,6	4	7,8	500	338	0,7·10⁶
14	2,4	5	8,5	600	313	0,5·10⁶
15	3,2	6	7,0	800	336	0,5·10⁶
16	3,5	7	7,5	700	370	0,5·10⁶
17	2,9	4	8,0	500	325	0,5·10⁶
18	3,6	5	8,2	600	350	0,5·10⁶
19	4,2	6	7,6	800	375	0,5·10⁶
20	3,8	7	7,8	700	360	0,5·10⁶
21	2,6	4	8,5	500	345	0,5·10⁶
22	2,4	5	7,0	600	300	0,7·10⁶
23	3,2	6	7,5	800	305	0,5·10⁶
24	3,5	7	8,0	700	313	0,5·10⁶
25	2,9	4	8,2	500	336	0,5·10⁶
26	3,6	5	7,6	600	370	0,6·10⁶
27	4,2	6	7,8	800	325	0,5·10⁶
28	3,8	7	8,2	700	293	0,5·10⁶
29	2,6	4	7,0	500	313	0,5·10⁶
30	2,4	5	7,5	600	336	0,5·10⁶

м³; 13,2 см; 0,02; 0,6; м³/сут, ; ; ;

Практическое занятие 3

«Подземные хранилища в выработанных нефтяных месторождениях»

Цель работы: ознакомление с подземными хранилищами в выработанных нефтяных месторождениях. Определение объема газа в хранилище.

1. Теоретическая часть

Опыт эксплуатации выработанного нефтяного месторождения дает ценный материал для оценки возможности использования его в качестве подземного хранилища газа. 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.

Для переоборудования нефтепромысла в подземное хранилище газа необходимо обследовать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепродуктов и другого оборудования для возможности их использования в процессе подземного хранения газа, реконструировать промысловые газопроводы, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить новые нагнетательно-эксплуатационные скважины.

Параллельно проводятся исследования с целью определения производительности закачки и отбора нагнетательно-эксплуатационных скважин, режима работы хранилища, максимально возможного объема извлечения остаточной нефти, мероприятий по увеличению производительности скважин, изменения состава газа в процессе его хранения и отбора.

В процессе подземного хранения газа в частично выработанной нефтяной залежи газ будет не только вытеснять нефть к забоям эксплуатационных скважин или к периферии залежи, но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения нефти хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства нефти и газа, технологические параметры ПХГ.

Расчеты параметров отбора газа из хранилища, созданного на базе истощенного нефтяного месторождения, аналогичны рассмотренным выше для хранилищ, созданных на базе истощенных газовых месторождений. Однако в этом случае коэффициенты фильтрационного сопротивления будут уменьшаться в процессе эксплуатации хранилища из-за уменьшения насыщенности порового пространства нефтью и связанной водой и увеличения газонасыщенной мощности.

Максимальный объем газа, который можно закачать в выработанную нефтяную залежь при постоянном объеме порового пространства, состоит из трех объемов газа: закачанного в газовую шапку залежи, растворенного в оставшейся нефти, окклюдированного (рис. 3):

(1)

Рис. 3. Схематический разрез нефтяной залежи массивного типа в конце разработки

2. Практическая часть

Определить общий объем газа, который можно закачать в частично выработанное нефтяное месторождение, используя исходные данные.

1. Объем газа, закачанного в газовую шапку залежи, вследствие которого давление газа повышается от Р_н- начального до Р_m - максимально допустимого значения, определяется по формуле:

, (1)

где Ω_г- объем порового пространства, занимаемый в залежи газовой шапкой, м³.

2. Объем газа, растворенного в оставшейся нефти, определяется по формуле:

(2)

где - объем порового пространства, занимаемый оставшейся нефтью в пласте, м³; G_ζ - начальные запасы в пласте, кг; G_g - добытое количество нефти, кг; ρ_н- плотность нефти при стандартных условиях, кг/м³; b_н- объемный коэффициент пластовой нефти; а- коэффициент растворимости газа в нефти, м³ /кг.

3. Объем газа, который можно закачать в освободившееся поровое пространство залежи, т.е. объем окклюдированного газа, определяется по формуле:

. (3)

4. Максимальный объем газа, который можно закачать в хранилище, определяется по формуле:

(4)

Таблица 4

Исходные данные

вар	Р_m, МПа	Р_н, МПа	Ω_г, тыс.м³	G_ζ, тыс.т.	G_g, тыс.т.	b_н	ρ_н, т/м³	α, м³/кг
1	8,5	0,5	860	552	384	1,12	0,867	60
2	8,0	1,0	930	525	395	1,15	0,867	60
3	7,0	1,5	88	560	375	1,2	0,867	60
4	7,5	0,8	850	570	380	1,1	0,867	60
5	8,5	0,5	900	590	370	1,15	0,867	60
6	7,5	0,7	870	520	398	1,3	0,867	60
7	8,0	1,0	920	550	385	1,4	0,867	60
8	9,0	1,2	880	555	395	1,7	0,867	60
9	9,5	1,5	860	585	375	1,5	0,867	60
10	8,5	1,3	850	578	396	1,3	0,867	60
11	8,0	0,8	890	595	374	1,2	0,867	60
12	8,5	1,0	900	525	384	1,15	0,867	60
13	7,5	0,5	910	552	365	1,12	0,867	60
14	9,0	1,0	820	525	375	1,15	0,867	60
15	8,0	1,5	850	560	384	1,2	0,867	60
16	7,0	0,8	870	570	395	1,1	0,867	60

Окончание табл. 4

вар	Р_m, МПа	Р_н, МПа	Ω_г, тыс.м³	G_ζ, тыс.т.	G_g, тыс.т.	b_н	ρ_н, т/м³	α, м³/кг
17	7,5	0,5	910	590	375	1,15	0,867	60
18	8,5	0,7	900	520	380	1,3	0,867	60
19	7,5	1,0	820	550	370	1,4	0,867	60
20	8,0	1,2	900	555	398	1,7	0,867	60
21	9,0	1,5	870	585	385	1,5	0,867	60
22	9,5	1,3	920	578	395	1,3	0,867	60
23	8,5	0,8	880	595	375	1,2	0,867	60
24	8,0	0,5	860	552	396	1,15	0,867	60
25	8,5	1,0	850	525	374	1,12	0,867	60
26	7,5	1,0	890	560	384	1,15	0,867	60
27	8,0	1,2	900	570	365	1,2	0,867	60
28	7,0	1,5	910	590	375	1,1	0,867	60
29	7,5	1,3	820	520	384	1,15	0,867	60
30	9,0	0,5	900	550	395	1,3	0,867	60

Практическое занятие 4

«Подземные хранилища в водонасыщенных коллекторах»

Цель работы: изучение подземных хранилищ в водонасыщенных коллекторах. Уравнение баланса газа в залежи.

1. Теоретическая часть

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 остаточную водонасыщенность при вытеснении воды газом,

–измерить или вычислить объемную газонасыщенность обводненной зоны при отборе газа,

–определить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин,

–изучить прочность газонасыщенного коллектора

–разработать мероприятия по укреплению призабойной зоны скважин.

Во многих случаях в районах крупных центров газопотребления нет выработанных газовых или нефтяных залежей, пригодных для создания подземных хранилищ газа. Однако в геологическом разрезе пород этих районов почти всегда имеются водонасыщенные пласты, в ловушках которых можно создать подземные хранилища газа.

Промышленное освоение водоносных структур с целью подземного хранения природного газа началось в нашей стране с 50-х годов. Геолого-разведочные работы были начаты в 1956 году. В результате в 1959 году была начата закачка газа в первое хранилище газа в водоносном пласте.

Основываясь на теории создания газохранилищ в малоамплитудных ловушках, в 1963 году было построено единственное в мире Гатчинское (под Санкт-Петербургом) газохранилище в горизонтальном пласте, расположенное там, где геологическими исследованиями структурные ловушки не выявлены.

Обязательным условием эксплуатации подземного хранилища является наличие непроницаемого экрана в его кровле. Следовательно, в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо определить степень герметичности кровли, ловушки, а также рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора, изучить его прочностные свойства, определить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин.

Такие ПХГ обычно сооружаются путем оттеснения воды на периферию пласта-коллектора за счет упругих свойств воды и горной породы.

Водоносная структура считается надежной для строительства ПХГ, если ее кровля представлена глинистыми породами мощностью 50-100 м. Однако на практике используются и менее мощные покрышки.

На первой стадии сооружения хранилища, когда начинается разведочная закачка газа, в водоносном пласте отсутствует газовый объем. В этом случае закачка газа осуществляется через одну скважину, расположенную в куполе поднятия. Дополнительные скважины подключаются под закачку после подхода к ним газа.

Этап промышленной закачки хранилища газом начинается при условиях, когда в пласте имеется достаточно большой объем газа. Поэтому этот этап характеризуется сочетанием процессов вытеснения воды из ловушки с параллельной эксплуатацией сооружаемого хранилища и изменения давления газа во времени.

На этапе циклической эксплуатации хранилища, расположенного в водоносном пласте, необходимо определить максимальное, минимальное, среднее и текущее давление газа в пласте, а также вычислить максимальный, минимальный и средний объемы порового пространства, занятого газом. Знание максимальной величины необходимо для определения динамики расширения газового объема и выхода его за пределы ловушки. Минимальные значения указанных параметров необходимо знать для прогнозирования условия обводнения скважин.

Уравнение баланса газа в залежи:

, (1)

где Ω_гиΩ₀ – соответственно, текущий и начальный объемы порового пространства газонасыщенной части залежи, м³.

α- коэффициент объемной газонасыщенности обводненной зоны в долях от эффективной пористости.

- средневзвешенное приведенное давление в необводненной части залежи, кгс/см².

- средневзвешенное приведенное давление в обводненной части залежи, кгс/см².

Q_з и Q_Д- соответственно начальные запасы газа и объем отобранного газа из залежи, приведенные к атмосферному давлению и пластовой температуре, в м³. (Т.е. все отношения P/z делить на P_ат)

, м³.

Р_ат(Р_а) – нормальное давление газа, равное 1 ат. (техническая атмосфера) = 0,1 МПа

z – коэффициент сжимаемости =1

2. Практическая часть

Определить коэффициент остаточной газонасыщенности и коэффициент газоотдачи подземного хранилища, используя исходные данные.

1. Определение объема вторгшейся воды в залежь

(1)

2. Определение объема добытого газа из обводненной части залежи за счет вторжения воды

, (2)

где P₀ / z₀ – начальное приведенное давление в залежи, МПа.

3. Определение объема оставшегося газа в обводненной зоне

. (3)

4. Определение объема чисто газонасыщенной части залежи

. (4)

5. Определение коэффициента объемной газонасыщенности обводненной зоны

. (5)

6. Определение коэффициента газоотдачи обводненной зоны

. (6)

Таблица 5

Исходные данные

вар	P₀/z₀, МПа	P_в/z_в, МПа	/ , МПа	Ω₀, м³	Q_Д, м³
1	3,03	1,56	2,29	9,95·10⁶	208,1·10⁶
2	3,05	1,2	2,29	9,75·10⁶	205,3·10⁶
3	3,12	1,7	2,29	9,80·10⁶	215,8·10⁶
4	3,0	1,8	2,29	9,9,5·10⁶	208,5·10⁶
5	3,2	1,9	2,29	9,8,5·10⁶	203,4·10⁶
6	3,07	1,3	2,29	9,70·10⁶	209,8·10⁶
7	2,9	1,5	2,29	9,55·10⁶	205,3·10⁶
8	3,08	1,4	2,29	9,60·10⁶	205,8·10⁶
9	3,5	1,6	2,29	9,75·10⁶	210,0·10⁶
10	3,2	1,2	2,29	9,85·10⁶	205,0·10⁶
11	3,08	1,5	2,29	9,85·10⁶	201,5·10⁶
12	3,3	1,4	2,29	9,70·10⁶	218,5·10⁶
13	3,5	1,6	2,29	9,60·10⁶	217,5·10⁶
14	3,5	1,8	2,29	9,50·10⁶	221,0·10⁶
15	3,0	1,5	2,29	9,90·10⁶	205,5·10⁶
16	3,08	1,5	2,29	9,80·10⁶	220,3·10⁶
17	3,02	1,29	2,29	9,95·10⁶	205,8·10⁶
18	2,9	1,7	2,29	9,85·10⁶	205,5·10⁶
19	3,8	1,8	2,29	9,75·10⁶	223,4·10⁶
20	4,2	1,9	2,29	9,55·10⁶	234,8·10⁶
21	3,5	1,3	2,29	9,60·10⁶	225,3·10⁶
22	3,3	1,5	2,29	9,75·10⁶	215,8·10⁶
23	3,08	1,4	2,29	9,85·10⁶	210,0·10⁶
24	3,5	1,6	2,29	9,85·10⁶	215,0·10⁶
25	3,3	1,2	2,29	9,70·10⁶	221,5·10⁶
26	2,9	1,5	2,29	9,60·10⁶	218,5·10⁶
27	3,0	1,4	2,29	9,50·10⁶	217,5·10⁶
28	3,3	1,6	2,29	9,90·10⁶	221,0·10⁶
29	3,5	1,8	2,29	9,80·10⁶	205,5·10⁶
30	3,0	1,5	2,29	9,95·10⁶	220,3·10⁶

Практическое занятие 5

«Подземные хранилища, создаваемые в отложениях каменной соли»

Цель работы: Изучение ПХГ в отложениях каменной соли, расчет давления в процессе закачки газа и при отборе газа из резервуара.

1. Теоретическая часть

Научно-технический прогресс в горном деле, знание физико-механических и физико-химических свойств горных пород, в частности каменной соли, возможность определения оптимальных форм и геометрических размеров подземных резервуаров послужили основой для развития высокоэффективного подземного способа хранения газообразных и жидких углеводородов. Каменная соль не влияет на качество хранимых углеводородов в процессе их длительного контакта. Подземные резервуары, созданные в отложениях каменной соли, отвечают требованиям длительной устойчивости и герметичности при заданных геометрических характеристиках и залегают на глубинах, обеспечивающих возможность создания необходимого избыточного давления для обеспечения эксплуатационных режимов хранилища.

Около 90 % всех хранимых продуктов размещены в таких хранилищах. Глубина залегания каменной соли изменяется от нескольких метров до 2500 м.

Хранимые продукты могут находиться в газообразном (природный газ, этан, этилен и др.) или жидком (пропан, бутаны, бензин, дизельное топливо и др.) состоянии.

ПХГ создают в отложениях каменной соли (пласты, массивы, штоки), в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах, таких как гипс, ангидрит, гранит, глина и др., в заброшенных шахтах, карьерах или других горных выработках, в плотных горных породах специальными методами (ядерные взрывы и др.)

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

– 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.

Если ПХГ в пористых структурах предназначены в основном для сглаживания сезонной неравномерности газопотребления, то ПХГ, созданные в каменной соли, могут быть использованы преимущественно для покрытия пиковых нагрузок, поскольку могут эксплуатироваться в «рывковом» режиме с производительностью отбора из единичной скважины, на порядок превышающий темпы отбора газа из скважины ПХГ в пористых структурах.

ПХГ в каменной соли включает в себя на стадии строительства: технологические скважины, подземные выработки-емкости, водорассольный комплекс (водозаборы, насосные станции для воды и рассола, нагнетательные скважины, водо- и рассолопроводы, рассолоотстойники и т.д.), контрольно-наблюдательные скважины, производственно-административные здания, инженерные коммуникации. На стадии эксплуатации - парк подземных резервуаров, наземный технологический комплекс (компрессорная станция, установки очистки и охлаждения газа, узел замера расхода газа, установки подготовки газа к транспорту, газовые шлейфы и коллекторы и др.), производственно-административные здания, инженерные коммуникации.

Процесс растворения соли при строительстве подземных резервуаров геотехнологическим методом через буровые скважины относится к внутренней задаче массообмена. Этот процесс описывается уравнениями движения, энергии, диффузии, неразрывности. Для полного решения задачи процесса подземного растворения соли необходимо воспользоваться численными методами расчета, применение которых не всегда является простым. Поэтому в настоящее время в основном расчет параметров процесса подземного растворения соли осуществляется с применением критериальных уравнений. Эмпирические коэффициенты, входящие в критериальные уравнения, определяются экспериментально на основании моделирования конкретной технологии, на основе которой будут в дальнейшем сооружаться подземные резервуары данного хранилища.

Принципиальная технологическая схема эксплуатации подземного хранилища природного газа, созданного в отложениях каменной соли, приводится на рис. 4.

Рис. 4. Принципиальная технологическая схема эксплуатации

подземного хранилища природного газа: 1 - подземный резервуар; 2 - пакер; 3 - подвесная колонна; 4 - обсадная колонна; 5 - холодильник; 6 - маслоотбойник; 7 - компрессор; 8 - узел замера газа; 9 - фильтр-сепаратор; 10 - пылеуловитель; 11 - магистральный газопровод; 12 - установка осушки газа; 13 - теплообменник; 14 -сепаратор; 15 - узел дросселирования.

Закачка или отбор природного газа в зависимости от режима эксплуатации хранилища осуществляется как в одиночный резервуар, так и группу резервуаров. Закачка газа осуществляется следующим образом. Природный газ из магистрального газопровода (11) по газопроводу-отводу направляется на площадку подземного комплекса хранилища. Если хранилище размещено недалеко от магистрального газопровода, в этом случае газ на площадку хранилища подается без использования дополнительной компрессорной станции. Если хранилище размещено на достаточном расстоянии от магистрального газопровода и энергии сжатого газа, находящегося в газопроводе, не хватает для подачи его на площадку хранилища, в этом случае сооружается промежуточная компрессорная станция.

Попадая на площадку наземного комплекса хранилища, газ сначала очищается от твердых механических (10) и жидко капельных (9) примесей. Затем, проходя через узел замера количества газа (8), поток направляется к компрессорной станции (7). После компрессирования в каждой ступени газ проходит через маслоотделитель (6), охлаждается в холодильнике (5) и направляется на устье

⇐ Предыдущая 123 Следующая ⇒

Последнее изменение этой страницы: 2018-06-01; просмотров: 351.

stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда...