Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А»
Институт Урбанистики, архитектуры и строительства
Курсовая работа
По дисциплине: обустройство подземных хранилищ газа
На тему: «Роль геодинамических процессов в функционировании ПХГ».
Выполнил:
Сергеев Андрей Алексеевич
Саратов 2019 г
Содержание
Введение
1. Подземное хранение газа
1.1 Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождений
1.2 Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях
1.3 ПХГ в водоносных структурах
1.4 Хранение жидких и газообразных продуктов в пустотах непроницаемых горных пород
2. Эколого-геодинамическая опасность подземных хранилищ газа
3. Технологическая схема
Заключение
Литература
Введение
В современном мире не только добыча, но и хранение газа является очень важным вопросом. В настоящее время роль подземного хранения газа значительно возросла. Постоянно происходящая реструктуризация потребления энергоресурсов в пользу газа, а развитие рыночных отношений увеличивает разрыв между летним и зимним потреблением газа, как на предприятиях, так и в жилом фонде. Значительно возросли суточные колебания потребления газа, особенно в жилом секторе. Теперь, когда за поставляемый газ приходится платить реальные деньги, предприятия стараются более экономно использовать энергетические ресурсы, и повышение температуры воздуха сопровождается более резким снижением потребления газа. Для повышения надежности обеспечения газом а, следовательно, и теплом в зимний отопительный сезон необходимо либо ввести дополнительные мощности по добыче и транспорту газа, либо создавать дополнительные объемы его хранения. Если же говорить об уменьшении суточных колебаний газопотребления, то альтернативы подземному хранению газа не существует.
Большую часть газа потребляют города и промышленные предприятия, удаленные от газовых месторождений, поэтому от мест добычи газа до потребителей прокладывают газопроводы континентальных масштабов. Добыча газа происходит постоянно, но медленными темпами. Таким образом, добываемое количество газа не может удовлетворять запросам населения в летний и зимний сезоны одинаково хорошо. Для этого и существуют подземные газовые хранилища(ПГХ). Правильно спроектированное газовое хранилище может свести к необходимому минимуму стоимость транспортирования до центров потребления: благодаря хранилищам магистральные газопроводы могут проектироваться на среднюю пропускную способность, а не на максимальную нагрузку.
Хранилища газа улучшают экономические показатели системы газоснабжения за счет повышения коэффициента ее загрузки и увеличивают надежность ее функционирования.
Тем не менее, основным решением проблемы неравномерности газопотребления и надежности газоснабжения остается создание специальных хранилищ газа, способных покрыть зимний дефицит за счет накопления газа летом.
Газовое хранилище, природный или искусственный резервуар для хранения газа. Различают наземные и подземные. Основное промышленное значение имеют подземные, способные вмещать сотни млн. м3 (иногда млрд. м3) газа. Они менее опасны и во много раз экономически эффективнее, чем наземные. Удельный расход металла на их сооружение в 20--25 раз меньше. В отличие от газгольдеров, предназначенных для сглаживания суточной неравномерности потребления газа, подземные газовые хранилища обеспечивают сглаживание сезонной неравномерности. В зиму 1968--69 из подземных газовых хранилищ в Москву в сутки подавалось до 20 млн. м3 природного газа, а из газгольдеров -- только 1 млн. м3. Летом, когда резко уменьшается расход газа, особенно за счёт отопления, его накапливают в ПГХ, а зимой, когда потребность в газе резко возрастает, газ из хранилищ отбирают. Кроме того, подземные хранилища служат аварийным резервом топлива и химического сырья.
Целью данной работы является исследование эффективности создания подземного хранилища газа, рассмотреть определения понятия подземного газового хранилища(ПГХ), познакомиться с различными типами ПГХ, показать эколого-геодинамическую опасность подземных хранилищ газа, указать основную роль геодинамических процессов в функционировании ПХГ.
1. Подземное хранение газа
Подземное хранение газа -- технологический процесс закачки, отбора и хранения газа в пластах-коллекторах и выработках-емкостях, созданных в каменной соли и в других горных породах.
Подземное хранилище газа (ПХГ) -- это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей, предназначенных для закачки, хранения и последующего отбора газа, который включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.
ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа. Они создаются и используются с целью компенсации неравномерности (сезонной, недельной, суточной) газопотребления, а также для резервирования газа на случай аварий на газопроводах и для создания стратегических запасов газа.
Всего в мире действует более 600 подземных хранилищ газа общей активной емкостью порядка 340 млрд.м3.
Наибольший объем резерва газа хранится в ПХГ, созданных на базе истощенных газовых и газоконденсатных месторождений. Менее емкими хранилищами являются соляные каверны, есть также единичные случаи создания ПХГ в кавернах твердых пород.
По режиму работы ПХГ подразделяются набазисные и пиковые.
Базисное ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в базисном технологическом режиме, который характеризуется сравнительно небольшими отклонениями (увеличением или уменьшением в пределах от 10 до 15 %) суточной производительности ПХГ при отборах и закачках газа от среднемесячных значений производительности.
Пиковое ПХГ предназначено для циклической эксплуатации в пиковом технологическом режиме, который характеризуется значительными приростами (пиками) свыше 10-15 % суточной производительности ПХГ в течение нескольких суток при отборах и закачках газа относительно среднемесячных значений производительности.
По назначению ПХГ подразделяются на базовые, районные и локальные.
Базовое ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких десятков миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких сотен миллионов кубических метров в сутки, имеет региональное значение и влияет на газотранспортную систему и газодобывающие предприятия. Районное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких миллиардов кубических метров и производительностью до нескольких десятков миллионов кубических метров в сутки, имеет районное значение и влияет на группы потребителей и участки газотранспортной системы (на газодобывающие предприятия при их наличии).
Локальное ПХГ характеризуется объемом активного газа до нескольких сотен миллионов кубических метров и производительностью до нескольких миллионов кубических метров в сутки, имеет локальное значение и область влияния, ограниченную отдельными потребителями. По типу различают наземные и подземные газовые хранилища. К наземным относятся газгольдеры (для хранения природного газа в газообразном виде) и изотермические резервуары (для хранения сжиженного природного газа), к подземным -- хранилища газа в пористых структурах, в соляных кавернах и горных выработках.
По типу ПГХ подразделяются на ПГХ в истощенных месторождениях, ПГХ в соляных кавернах, ПГХ в твердых горных породах, ПГХ в кавернах горных пород, ПГХ в отработанных шахтах. Рассмотрим некоторые из них.
1.1 Хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождений
Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказываются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта, начальные давления и температура, состав газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивленийА и В, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герметичность покрышки. На месторождении имеется определенный фонд добивающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа.
Параметры ПХГ, определяемые при проектировании
-максимально допустимое давление;
-минимально необходимое давление в конце периода отбора;
-объемы активного и буферного газов;
-число нагнетательно-эксплуатационных скважин;
-диаметр м толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов;
-тип компрессорного агрегата для КС;
-общую мощность КС;
-тип и размер оборудования подземного хранилища для очистки газа от твердых взвесей при закачке его в пласт и осушки при отборе;
-объем дополнительных капитальных вложений, себестоимость хранения газа, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений.
При эксплуатации ПХГ количество отбираемого газа определяют по графику газопотребления. Число добывающих скважин, необходимое при отборе газа, определяют с учетом среднесуточного отбора газа из хранилища, типа подземного хранилища, крепости породы газонасыщенного коллектора, технологического режима эксплуатации скважин, схемы размещения скважин на площади газоносности. Необходимое число скважин и компрессоров рассчитывают для двух наиболее трудных периодов работы подъемного хранилища:
-пикового периода отбора газа (декабрь или январь);
-конечного периода отбора газа из хранилища (март -- апрель).
В первом случае максимальный отбор газа осуществляется при высоком давлении, во втором случае расход отбираемого газа из хранилища меньше и давление газа в хранилище в этот период минимально.
1.2 Хранение газа в выработанных нефтяных месторождениях
Опыт эксплуатации нефтяного месторождения позволяет получить необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. 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.
При проектировании необходимо:
-тщательно обследовать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины,
-изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования,
-реконструировать промысловые газопроводы,
-построить новые установки для очистки и осушки газа,
-пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины.
В процессе подземного хранения газа в частично выработанном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к забоям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность.
Нагнетательные скважины целесообразно размещав в сводовой части структуры, добывающие -- в пониженных частях.
Общий объем газа в хранилище складывается из трех частей:
-объема свободного газа в газовой шапке;
-объема газа, растворенного в остаточной нефти
-окклюдированного (рассеянного в виде отдельных пузырьков в массе нефти) газа.
1.3 ПХГ в водоносных структурах
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 остаточнуюводонасыщенность при вытеснении воды газом,
-измерить или вычислить объемнуюгазонасыщенность обводненной зоны при отборе газа,
-определить продуктивные характеристики эксплуатационных скважин,
-изучить прочность газонасыщенного коллектора
-разработать мероприятия по укреплению призабойной зоны скважин.
Рисунок 1 - Геологический разрез и структурная карта по кровлеводонасыщенногопласта, в котором создается подземное хранилище газа
При закачке и отборе воздуха из скважин 1, 3 и 5 фиксируют изменения давления (уровня) в скважинах 2, 4, 6 и 7 (см. рис.1). Если скважины 2, 4, 6, 7 не реагируют на изменение давления в пласте II, покрышка ловушки считается герметичной.
Для изучения путей движения газа в пласте используют различные инертные газы, отличные от компонентов остаточного пластового газа. В качестве инертных газообразных компонентов применяют азот, гелий, аргон, криптон, пропилен, бутилен, и др. В некоторых случаях используют радиоактивные газообразные индикаторы, например, криптон и ксенон.