Особенности разработки нефтегазовых залежей

⇐ ПредыдущаяСтр 30 из 30

Газонефтяные (нефтегазовые) залежи отличаются большим разнообразием по условиям залегания нефти и газа, по соотношению объемов нефтяной части и газовой шапки.

В зависимости от преобладания промышленных запасов тех или иных углеводородов (нефть, газ, конденсат) различают залежи газовые (Г), нефтяные (Н), газоконденсатные (ГК), нефтегазовые (НГ), газонефтяные (ГН), газонефтеконденсатные (ГНК), нефтегазоконденсатные (НГК), и газоконденсатнонефтяные (ГКН). Смысл такой классификации состоит в отражении соотношения запасов углеводородов. Углеводороды, упоминаемые в начале, отличаются наименьшими запасами (в тоннах условного топлива или нефтяном эквиваленте), а отмечаемые в конце - наибольшими. Тогда, например, нефтегазовая (НГ) залежь характеризуется преобладанием в ней запасов газа над запасами нефти.

Приведенная классификация полезна, но требует уточнений. Выделение газовых, нефтяных и газоконденсатных залежей является очевидным. Названия “газонефтяная” или “нефтегазовая” залежь могут употребляться только в качестве сокращенных названий, ибо некорректно под этими названиями понимать соответственно нефтяную залежь с газовой шапкой или газовую залежь с нефтяной оторочкой. При наличии нефти нельзя оперировать понятием газовая шапка, ибо в газе этой шапки находится не газ, а газоконденсатная система. Поэтому из классификации залежи НГ и ГН целесообразно исключить. Тем более, что употребление таких “кличек” привело к пренебрежению ресурсами конденсата в практике нефтедобычи.

В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют газовые и газоконденсатные. В связи с тем, что не выделяют конденсатогазовые месторождения, то видимо не следует говорить о нефтеконденсатогазовой или газонефтеконденсатной залежах в том понимании, которое вкладывается классификацией.

Поэтому в дальнейшем изложении корректно будет оперировать понятиями газоконденсатнонефтяная (ГКН) или нефтегазоконденсатная (НГК) залежи. В первом случае утверждается, что запасы нефти в нефтенасыщенной зоне превышают суммарные запасы газа и конденсата в газоконденсатной шапке. Во втором случае запасы нефти в нефтяной оторочке меньше суммарных запасов газа и конденсата в газонасыщенной зоне залежи.

Нефтяные оторочки подразделяют на следующие типы в соответствии с условиями их залегания: краевые (или крыльевые), подошвенные и промежуточные. Это основные типы, которые могут отличаться дополнительными особенностями. Теперь остановимся на проблемах, осложняющих процесс разработки нефтегазовых залежей.

Одна из основных проблем при разработке таких залежей связана с трудностями извлечения нефти из нефтяной оторочки. Она проистекает от так называемой проблемы конусообразования.

При реализации системы вертикальных скважин нефтяная оторочка вскрывается в интервале несколько метров выше ВНК и несколько метров ниже ГНК. При использовании горизонтальных скважин ее ствол располагается на наибольшем отдалении от ГНК, в нескольких метрах от ВНК (рис.13.31).

Отбор нефти из таких скважин обусловливается пониженными давлениями вблизи интервалов дренирования. Поэтому газ газовой (точнее, газоконденсатной) шапки и подошвенная (или краевая) вода прорываются к интервалу дренирования. Формируются конуса газа и воды, которые имеют тенденцию к постоянному соответственно опусканию и подъему. В результате продукция добывающих скважин загазовывается и обводняется в прогрессирующих масштабах. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной. Следствием этого является снижение отборов нефти из залежи и достижение низкого значения коэффициента нефтеотдачи. Поэтому ряд из рассматриваемых в дальнейшем изложении систем и технологий разработки нефтегазовых залежей в той или иной мере рассчитаны на подавление этих негативных явлений.

Рис.13.31. Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной ( а ) и горизонтальной ( б) скважинами

В теории и практике разработки месторождений нефти и газа до недавнего времени наличие и скорость естественного фильтрационного потока пластовой воды и угол наклона продуктивных пластов были в разряде так называемых малых параметров. Во многих или некоторых случаях это было справедливо. Действительно, часто можно было пренебречь наличием и скоростью естественного фильтрационного потока пластовой воды. Этот малый параметр может становиться весьма значимым. Напомним, что благодаря наличию естественного фильтрационного потока воды возможны не только смещенные в пространстве залежи газа и нефти, но и существование залежей углеводородов на моноклиналях, без наличия антиклинальной ловушки.

Продуктивные пласты обычно характеризуются весьма малыми углами наклона (около 1°). Естественно, что таким малым параметром, как угол наклона, часто пренебрегали. И правильно делали, рассматривая, например, процессы вытеснения одного флюида другим в слоистых, горизонтальных продуктивных комплексах.

Однако в случае нефтегазовых залежей этот малый параметр становится принципиально значимым. Рассмотрим две совершенно одинаковые воображаемые антиклинальные ловушки, изображенные на рис.13.32.

Рис.13.32. Схемы водоплавающей нефтяной (а) и нефтегазовой (б) залежей в однотипных ловушках

При этом левая ловушка заполнена только нефтью и здесь имеем водоплавающую нефтяную залежь. Правая ловушка является вместилищем нефтегазовой залежи. Обе ловушки представляют собой совокупность пропластков, разделенных друг от друга глинистыми прослоями. Допускаем также, что каждая залежь вскрыта одной скважиной так, как показано на рис.13.32.

Если не ограничивать себя ни дебитами, ни сроками, ни конечной нефтеотдачей, то можно полагать, что одна скважина в чисто нефтяной залежи за бесконечно долгое время задренирует все запасы нефти. Во втором случае скважина задренирует запасы нефти в пределах нефтяной оторочки, покрытой более густой штриховкой, т.е. до ближайшего глинистого раздела. Если слоистость пласта в пределах нефтяной оторочки была бы горизонтальной, то при указанных допущениях и здесь одна скважина задренировала бы все запасы нефти. Из этих простых рассуждений можно понять роль рассматриваемого малого параметра (угла наклона пластов) при разработке нефтегазовых залежей.

Теперь изобразим часть нефтяной оторочки в более крупном масштабе (рис.13.33).

На данный элемент нефтяной оторочки пробурено две скважины, одна из которых эксплуатационная и другая - нагнетательная. Эти скважины реализуют идею площадного заводнения.

Рис.13.33. Фрагмент нефтяной оторочки е эксплуатационной и нагнетательной скважинами

Из рассмотрения рисунка вытекает следующее. Добывающая скважина дренирует только зону оторочки с соответствующей вертикальной штриховкой (для простоты не касаемся вопросов избирательного вскрытия нефтяной оторочки). Закачиваемая в пласт вода не вытесняет нефть в сторону добывающей скважины. Эта вода расформировывает запасы нефти нефтяной оторочки, оттесняя нефть в газовую шапку и в водонасыщенную зону пласта в направлении указанных соответствующих стрелок. Запасы нефти, находящиеся в зоне оторочки с горизонтальной штриховкой, а также незаштрихованные, не охвачены как процессом дренирования, так и заводнения пласта. Аналогичные процессы расформирования нефтяной оторочки имеют место при иных технологиях воздействия, если не учитывать рассматриваемую “косую” слоистость.

При рассмотрении рис.13.32 и 13.33 не следует забывать, что приводимые схематичные изображения выполнены в разных вертикальном и горизонтальном масштабах. Поэтому их надо домысливать, помня, что a=1⁰.

Данные схематичные рассуждения показывают, что слоистая неоднородность продуктивных отложений по проницаемости может негативно сказываться на конечном коэффициенте нефтеотдачи. Мы рассмотрели крайний случай, когда пропластки изолированы друг от друга тонкими глинистыми включениями. В природе имеет место большее разнообразие, например, прерывистость пропластков. Кроме того, следует учитывать, что в разных точках каждого пропластка необходимо принимать в расчет две проницаемости - вдоль и поперек напластования. Сказанное позволяет утверждать, что в случае нефтяных оторочек требуется большая степень геолого-физической детализации, чем в случае нефтяной и тем более газовой залежей.

Приведем в дополнение хотя бы одну цифру, чтобы лучше чувствовать рассматриваемую проблему. Допустим, хотим найти такую величину расстояния между скважинами L, когда в пласте будут отсутствовать неохваченные процессами воздействия запасы нефти (зоны пласта с горизонтальной штриховкой на рис.13.33). Пусть толщина нефтяной оторочки h = 10 м, а угол наклона пластов составляет 2°. Нетрудно видеть, что искомое L= 286 м. Известно, что на практике применяются сетки скважин с гораздо большими расстояниями между скважинами. Только при a = 1⁰ расстояние L = 571 м приближается к расстояниям между скважинами в реализуемых системах разработки.

Конусообразование и косая слоистость продуктивных пластов - это два главных фактора негативно сказывающихся на эффективности разработки нефтегазовых залежей и конечной величине коэффициента извлечения нефти (КИН). Третий не менее важный фактор заключается в чрезмерных депрессиях и репрессиях на пласт соответственно в добывающих и нагнетательных скважинах. Повышенные депрессии кроме конусообразования приводят к истощению запасов газа в газоконденсатной шапке. Поэтому чрезмерные темпы закачки, например, воды вызывают смещение нефтяной оторочки в газонасыщенные коллектора, а значит размазывание запасов нефти.

Известно, что Природа не терпит насилия и хочет, чтобы с Нею считались. В случае нефтегазовых залежей этот тезис проявляется особенно ощутимым образом.

Системы сбора газа на промысле. Промысловая подготовка газа к транспорту

Существующие системы сбора газа классифицируются:

- по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

- по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газаразличают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.

При индивидуальной системе сбора(рис.13.34, а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

Недостатками индивидуальной системы являются:

Ø рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов;

Ø увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.

Рис.13.34 Системы сбора газа на промыслах

а) - индивидуальная; б) - групповая; в) - централизованная

УПГ — установка подготовки газа; ГСП — групповой сборный пункт; ЦСП — централизованный сборный пункт

При групповой системе сбора(рис.13.34, б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге — снизить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора(рис.13.34, в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникацийразличают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сборагаз (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рис.13.35).

Линейнаягазосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2... 3) рядов скважин.

Лучеваягазосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей

Кольцеваягазосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов.

Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение.

Рис.13.35 Формы коллекторной газосборной сети

Подключение скважин: а) — индивидуальное; б) — групповое

Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов — снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0.01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования.

Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты 2-х типов:

¨ работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

¨ работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители);

На рисунке 13.36 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя.Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций:

· промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла;

· осадительной Б ( от перегородки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла;

· отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.

Рис.13.36 Вертикальный масляный пылеуловитель

1 — трубка для слива загрязненного масла; 2 — трубка для долива свежего масла; 3 — указатель уровня; 4 — контактные трубки; 5, 6 — перегородки; 7 — патрубок для вывода газа; 8 — скруббер; 9 — козырек; 10 — патрубок для ввода газа; 11 — дренажные трубки; 12 — люк для удаления шлама

Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление своего движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек их скорость гасится, и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец которых расположен в 20...50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в контактные трубки, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли.

В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадающие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной секции увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент — скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки, и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя. Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7.

Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2... 3 месяца) удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя уровня 3.

Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение получили циклонные пылеуловители.

Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведена на рисунке 13.37. Газ входит в аппарат через патрубок 2 и попадает в батарею циклонов 3. Под действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда выводятся через патрубок 6. А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится через патрубок 7.

В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0.05 мг/м³.

Рис.13.37 Циклонный пылеуловитель

1 — корпус; 2 — патрубок для ввода газа; 3 — циклон; 4, 5 — перегородки; 6 — патрубок для удаления шлама; 7 — патрубок для вывода газа; 8 — винтовые лопасти

Для осушки газа используются следующие методы:

v охлаждение;

v абсорбция;

v адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается. Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рисунке 13.38.

Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.

Рис.13.38 Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции: 1 — абсорбер; 2, 10, 11 — насосы; 3, 9 — емкости; 4, 6 — теплообменники; 5 — выветриватель; 7 —десорбер; 8 — конденсатор - холодильник; 12 — холодильник

Остальная часть технологической схемы служит для восстановления абсорбента.

Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и относительная сложность его регенерации.

Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена на рисунке 13.39. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента — твердого вещества, поглощающего пары воды и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного (12... 16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается до температуры 180... 200 ⁰С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4. Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6... 7 ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.

Рис.13.39 Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции: 1, 2 — адсорберы; 3 — регулятор давления типа " после себя"; 4 — холодильник; 5 — емкость; 6 — газодувка; 7 — подогреватель газа.

Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точку росы менее — 30 ⁰С. В качестве адсорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.

Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от Н₂S методом адсорбциианалогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Принципиальная схема очистки газа от Н₂S методом абсорбцииприведена на рисунке 13.40. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов: моно-этаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина. Температура кипения при атмосферном давлении составляет соответственно МЭА — 172 °С, ДЭА — 268 °С, ТЭА — 277 °С.

Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются капли абсорбента.

На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через теплообменник 3. В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100 °С. При этом происходит разложение соединения сероводорода с абсорбентом после чего Н₂S, содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник 4. В емкости 5 сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от сероводорода и насосом 6 закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.

Рис.13.40. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода: 1 — абсорбер; 2 — выпарная колонна (десорбер); 3 — теплообменник; 4, 8 — холодильник; 5 — емкость - сепаратор; 6, 7 — насосы

Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны 2 насосом 7 подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в теплообменнике 3, а затем окончательно остужается в холодильнике 8.

Из полученного сероводорода вырабатывают серу.

Работа этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована. Степень очистки газа составляет 99 % и выше. Недостатком процесса является относительно большой расход газа.

Обычно очистка газа от СО₂ проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами.

При высоком содержании СО₂ (до 12... 15 %) и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением (рис.13.41). Газ, содержащий СО₂ подается в реактор 1, заполненный железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой под давлением. Очищенный газ проходит в водоотделитель 2 и идет по назначению.

Рис.13.41 Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углерода водой под давлением: 1 — реактор; 2 — водоотделитель; 3, 6 — насосы; 4 — экспанзер; 5 — дегазационная колонна

Вода, насыщенная углекислым газом, насосом 3 подается в экспанзер 4 для отделения СО₂ методом разбрызгивания. Для полного удаления СО₂ вода подается в дегазационную градирню 5, откуда насосом 6 возвращается в емкость 1.

Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п.

Подземное хранение газа

Современные системы газоснабжения — совокупность сложных, дорогих, размещенных на значительных расстояниях сооружений. Все они представляют собой технологически единый комплекс, эксплуатирующийся непрерывно и с полной нагрузкой.

Для системы снабжения городов и промышленных предприятий характерна неравномерность потребления газа. Это объясняется тем, что потребители расходуют его неравномерно по временам года, месяцам, неделям, суткам.

Например, зимой газа расходуется всегда больше, чем летом; в дневное время, как правило, больше, чем ночью; в холодные и напряженные с точки зрения производства дни потребность в газе увеличивается по сравнению со среднегодовой в 5-10 и более раз. Для покрытия этой неравномерности сооружают хранилища, способные вместить летние избытки газа и выдать газ потребителям зимой или в непредвиденных ситуациях.

Типичное место расположения хранилища - район потребителя. Однако возможны случаи, когда хранилища целесообразно размещать в иных местах, например в центре крупного промышленного района или рядом с газоперерабатывающим заводом, с целью обеспечить его равномерную работу.

Существует много типов газохранилищ. Однако практический интерес представляют подземные хранилища, которые можно подразделить на два основных типа: 1) хранилища, сооруженные в пористых горных породах; 2) хранилища в полостях горных пород — шахтах, пещерах, рудниках, а также в отложениях каменной соли.

Пористые газохранилища, в свою очередь, подразделяются на те, которые созданы в истощенных газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождениях, и те, которые образованы закачкой газа в водонасыщенные пласты.

Исходя из технико-экономических соображений, основная масса газа (80-85 %) хранится в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях, 15-20 % хранится в водоносных пластах, на долю солянокаменных каверн приходится менее 1 %.

Что касается нефтяных пластов, то их использование вследствие ряда технологических затруднений носит эпизодический характер.

Подземные хранилища газа в пористых

и проницаемых горных породах

Создание ПХГ обычно происходит без осложнении при изменении градиента давления до 0, 0154 МПа/м, т. e. при превышении нормального гидростатического давления в 1, 54 раза. Верхним пределом давления в некоторых случаях считается горное давление на глубине залегания хранилища. Установлено, что при наличии глинистой покрышки толщиной более 5 м максимально допустимое давление можно превышать гидростатическое на глубине залегания хранилища в 1, 3 -1, 5 раза.

При повышении давления в пласте выше начального гидростатического на кровле подземного пласта возникает перепад давления, что иногда может оказаться достаточным, чтобы преодолеть «пороговое» давление, создаваемое капиллярными силами в поровых каналах небольшого радиуса. В этом случае начнемся вытеснение воды газом из поровых каналов и покрышка потеряет герметичность.

Наилучшими ПХГ, сооруженными в пористых и проницаемых горных породах, предназначенными для регулирования сезонной неравномерности газопотребления, с экономической точки зрения являются хранилища, построенные на базе истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Это объясняется тем, что отпадает необходимость проведения геолого-разведочных работ, так как известны основные физико-геологические и эксплуатационные параметры пласта-коллектора и его покрышки. Кроме того, на месторождении имеется определенное количество эксплуатационных скважин, а также наземный комплекс подготовки газа к транспорту, которые в дальнейшем используются для целей подземного хранения газа.

При проектировании строительства подземного хранилища в истощенном газовом месторождении определяют:

1) максимально допустимое давление;

2) минимально необходимое давление в конце периода отбора;

3) объемы активного и буферного газов;

4) число нагнетательно-эксплуатационных скважин;

5) диаметр и толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов;

6) тип компрессорного агрегата для КС;

7) общую мощность КС;

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

9) объем дополнительных капитальных вложений, себестоимость хранения газа, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений.

После этого проводят ревизию технологического состояния скважин, оборудования устья, промысловых газопроводов, сепараторов, компрессоров, определяют виды ремонта, замены, а также необходимость строительства новых сооружений.

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

Эксплуатация подземного хранилища газа, созданного в пористых, проницаемых горных породах осуществляется следующим образом (рис.13.42).

Рис.13.42. Принципиальная технологическая схема эксплуатации подземного хранилища газа: 1 - газовый пласт; 2 - газовая скважина; 3 - сепаратор; 4 - газораспределительный пункт; 5 - сепаратор (охлажденный газ); 6 - установка осушки газа: 7 - градирня; 8 - сепаратор (горячий газ); 9 - компрессор; 10 - пылеуловитель; 11 - магистральный газопровод; 12 - соединительный газопровод

Газ по соединительному газопроводу (12) из магистрального газопровода (11) поступает в компрессорный цех подземного хранилища. В компрессорном цехе газ первоначально очищается в пылеуловителях (10) от взвешенных твердых частиц и капельной влаги, а потом направляется на прием компрессоров (9). Компромированный газ подается в блок охлаждения и очистки газа от масла, где последовательно сначала проходит через сепаратор (горячий газ) (8), потом охлаждается в градирне (7), далее проходит через сепаратор (охлажденный газ) (5). Для отделения капельного масла (для отделения паров масла в технологическую схему включают адсорберы и фильтры).

Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору на газораспределительный пункт ГРП (4). В ГРП происходит разделение потока газа по скважинам и замер количества газа, закачиваемого в каждую нагнетательно-экс-плуатационную скважину (2).

При отборе газ из эксплуатационных скважин (2) по индивидуальным шлейфам поступает на ГРП (4). При этом предварительно капельная вода из газа отделяется в сепараторах (3) и сбрасывается в специальные замерные емкости. В ГРП производится замер расхода газа, поступающего из каждой скважины. Далее по газосборному коллектору газ поступает на установку осушки газа (6), откуда при температуре, соответствующей точке росы, поступает через соединительный газопровод (12) в газопровод (11).

Контроль за герметичностью подземного хранилища осуществляется в отдельности для скважины и для пласта-коллектора. Испытанию на герметичность подвергается каждая скважина независимо оттого, что ПХГ создается на базе выработанных газовых, газоконден-сатных и нефтяных месторождений или ПХГ создается в водоносных пластах.

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

Остаточный запас газа, находящегося в месторождении, на базе которого сооружается ПХГ, определяется по трем существующим методам: объемному, по падению давления и по уравнению материального баланса.

Формула для подсчета запасов газа объемным методом имеет следующий вид:

, (13.53)

где: V – количество газа, находящегося в ПХГ на дату расчета, м³

F – площадь в пределах контура газоносности, м²

h – мощность пористой части газоносного пласта, м

m – коэффициент пористости

P – среднее абсолютное давление в залежи на дату расчета, кгс/см²

- поправка на температуру для приведения объема газа к стандартной температуре

T – абсолютная температура

t_ст=20˚ C, t_пл – пластовая температура

α – коэффициент газонасыщения

Расчет количества газа, находящегося в ПХГ, по методу падения давления применяется для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятых газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации хранилища. Формула подсчета основана на предположении о постоянстве количества извлекаемого газа на 1 бар падения давления о все периоды разработки газовой залежи:

, (13.54)

где: Q – количество добытого газа за период разработки газовой залежи от первой до второй даты на 1 бар падения давления, м³

Q₁ и Q₂ – объемы добытого газа на первую и вторую дату с начала разработки газовой залежи, м³

P₁ и P₂ – соответствующие давления газовой залежи после добычи соответствующих объемов газа Q₁ и Q₂, бар.

Промышленный запас газа, находящегося в ПХГ, можно определить по формуле:

, (13.55)

где: Δ P – перепад давления между предыдущей и конечной величиной, бар.

Оценка запасов газа по уравнению материального баланса с учетом влияния пластовой воды записывается в виде:

, (13.56)

где: V – текущий объем газа в пласте, м³

V_н – начальный объем газа в пласте, м³

Q – добытое количество газа, м³

Активный объем газа подземного хранилища рассчитывается на количество газа, соответствующего сезонному колебанию в газопотреблении. Это количество равно объему газа, ежегодно закачиваемого и отбираемого из хранилища в соответствии с установленным технологическим режимом эксплуатации ПХГ.

Численное значение активного объема газа определяется с использованием коэффициентов месячной неравномерности газопотребления, вычисленных из графика годового потребления газа:

и (13.57)

Производительность хранилища по отбору газа определяется из графика годового потребления газа. Величину максимальной производительности хранилища по о

⇐ Предыдущая 21 22 23 24 25 26 27 28 2930