1.4 Хранение жидких и газообразных продуктов в пустотах непроницаемых горных пород
ПХГ создают в отложениях каменной соли (пласты, массивы, штоки), в непроницаемых или практически непроницаемых горных породах, таких как гипс, ангидрит, гранит, глина и другие, в заброшенных шахтах, карьерах или других горных выработках, в плотных горных породах специальными методами (ядерные взрывы и др.). Хранимые продукты могут находиться в газообразном (природный газ, этан, этилен и др.) или жидком (пропан, бутаны, бензин, дизельное топливо и др.) состоянии.
Из ПХГ всех типов в непроницаемых горных породах наиболее распространены хранилища в отложениях каменной соли. Около 90 % всех хранимых продуктов размещены в таких хранилищах. Глубина залегания каменной соли изменяется от нескольких метров до 2500 м.
Размыв емкостей каменной соли осуществляется через буровые скважины пресной или слабо минерализованной водой. Применяют два метода размыва. газоконденсатный месторождение горный порода
-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.
Технологическая схема и режим эксплуатации ПХГ зависят от цели хранения: регулирование суточных, сезонных или заводских колебаний потребления топлива, сырья или готовой продукции. Хранимый продукт при его отборе вытесняют из емкости рассолом, газообразными агентами или другими продуктами. Наиболее распространены технологические схемы эксплуатации ПХГ с применением жидкого рабочего агента.
Наиболее дёшевы и удобны хранилища, созданные в истощённых нефтяных и газовых залежах. Приспособление этих ёмкостей под хранилища сводится к установке дополнительного оборудования, ремонту скважин, прокладке необходимых коммуникаций. В тех районах, где нужны резервы газа, а истощённые нефтяные и газовые залежи отсутствуют, газовые хранилища устраивают в водоносных пластах. Хранилища в водоносном пласте представляет собой искусственно созданную газовую залежь, которая эксплуатируется циклически.
Рисунок 2 - Схема эксплуатации подземного хранилища сжиженных газов в отложениях каменной соли.
1 -- подземная емкость; 2--железнодорожная эстакада; 3 -- продуктовые насосы; 4 -- установка осушки газа; 5 -- компрессор; 6 -- конденсатор; 7 -- сборник конденсата; 8 -- рассолохранилище; 9 -- насосы для перекачки рассола.
I- трубопровод жидкой фазы: II -- трубопровод паровой фазы; III -- рассольный трубопровод
Для устройства такой залежи необходимо, чтобы водоносный пласт был достаточно порист, проницаем, имел бы ловушку для газа и допускал оттеснение воды из ловушки на периферию пласта. Обычно ловушка - это куполовидное поднятие пласта, перекрытое непроницаемыми породами, чаще всего глинами. Газ, закачанный в ловушку, оттесняет из неё воду и размещается над водой. Плотные отложения, образуя кровлю над пластом-коллектором, не позволяют газу просочиться вверх. Пластовая вода удерживает газ от ухода его в стороны и вниз. При создании хранилищ в водоносном пласте основная трудность состоит в том, чтобы выяснить, действительно ли разведываемая часть пласта представляет собой ловушку для газа. Кроме того, необходимо в условиях обычно значит, неоднородности пласта наиболее полно вытеснить из него воду, не допуская при этом ухода газа за пределы ловушки. Создание хранилищ в водоносном пласте продолжается в среднем 3 - 8 лет и обходится в несколько млн. руб. Срок окупаемости капитальных затрат составляет 2 -3 года. ПХГ в водоносных пластах устраивают обычно на глубине от 200 - 300 до 1000 -1200 м.
Открытие первого газового хранилища в Калининграде 2013 г.
Проектом Генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 г. предусмотрена максимальная суточная производительность на уровне 1,0 млрд. м3. В настоящее время на территории России ведется строительство двух новых объектов подземного хранения газа: в отложениях каменной соли - Калининградского и Волгоградского ПХГ. Выполнено обоснование инвестиций на создание установки сжижения, хранения и регазификации природного газа в районе Санкт-Петербурга на объем регазифицированного газа - 140 млн. м3 c пиковой производительностью 28 млн. м3/сут. Газпром выходит на новые рынки, диверсифицирует экспортные маршруты поставок газа, что требует создания новых подземных хранилищ. Характерной тенденцией в развитии системы ПХГ является активизация сотрудничества со странами, импортирующими российский газ и обеспечивающими его транзит.
Схема расположения ПХГ в России
2. Эколого-геодинамическая опасность подземных хранилищ газа
Как известно, длительная разработка месторождений углеводородов приводит к нарушению равновесных условий в недрах и может вызывать значительные изменения напряженно-деформированного состояния, как пластов-коллекторов, так и вышележащих пород-покрышек. Основными факторами активизации современных геодинамических процессов на газовых месторождениях и ПХГ являются локальные просадки земной поверхности, техногенная или техногенно-индуцированная сейсмичность, искривления стволов скважин, деформирование, смещения и разрывы обсадных колонн, локальные изгибы земной поверхности на узких (до 1 км) участках циклического или волнового характера [10-13].
Для оценки изменений напряженного состояния недр при современных геодинамических процессах могут быть использованы различные методы, в том числе методы геофизических исследований скважин (ГИС). На ряде объектов нефтегазовой отрасли уже проводятся долговременные наблюдения за процессом разработки месторождений или эксплуатации ПХГ. При этом использование данных методов должно подчиняться задаче исследования динамики физических свойств пород.
Руководящими документами [10, 12] установлены следующие виды контроля при эксплуатации ПХГ:
1 - контроль технологических процессов, происходящих в газовой залежи;
2 - контроль и наблюдения за герметичностью ПХГ;
3 - контроль верхних водоносных горизонтов;
4 - периодическая переаттестация скважин.
Для реализациинапример, пунктов 2 и 4 и были выполнены описываемые ниже исследования. Проводились исследования скважин Пунгинского ПХГ, включающие в себя дефектометрию колонн скважин методом «МИД-А», геофизические исследования скважин методами радиометрии (НГК, ГК) и газодинамические исследования с регистрацией распределения давления, температуры и влажности по стволу скважин [7- 9].
Результаты работ показали, что влияние современных геодинамических процессов на пространство за колоннами скважин можно разделить на три типа. Первый тип - образование заколонных скоплений газа в приустьевой зоне скважин. В этом случаетрещины колонн скважин практически не выявлены, имеются только заколонные скопления газа. Второй тип - образование трещин в средней части колонн скважин и пространства за ними, которое может быть обусловлено геодинамическими или техническими причинами. В этом случае появление трещин может сопровождаться формированием заколонных скоплений газа. И третий тип - это образование трещин колонн в интервале перфорации, обусловленное техногенными причинами. В этом случае интерес представляют выявленные при анализе одного из циклов закачки - отбора газа изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород коллектора.
Заколонные скопления газа обычно формируются постепенно, в течение определенного периода времени происходит увеличение трещиноватостипородпокрышек, повышается их относительное газонасыщение. Так как исследования скважин, проводившиеся после окончания их обустройства, после приема в эксплуатацию, не выявляли нарушений, то очевидно, что образование трещин в колоннах и формирование скоплений газа за колоннами происходит при активизации современных геодинамических процессов. В этом и заключается основная роль геодинамических процессов в функционировании ПХГ.
Одной из наиболее вероятных причин формирования трещин является воздействие на горные породы и цементный камень вокруг колонн скважин циклических процессов сжатия - растяжения, сопровождающих процессы отбора и закачки газа. То естьмногократные циклические изменения напряженного состояния приводят к возникновению нарушений в колоннах скважин и в пространстве вокруг них.
Целенаправленный мониторинг процессов разработки месторождений и эксплуатации ПХГ с помощью повторных измерений в скважинах позволит заранее выявлять как интервалы заколонных скоплений газа, так и интервалы повышенного износа стенок колонн и образования трещин. Своевременное выявление таких интервалов, которые являются зонами возможных утечек газа (проникновения газа за колонны и на поверхность), даст возможность свести к минимуму потери газа при разработке месторождений и эксплуатации ПХГ и снизить негативную экологическую нагрузку на окружающую среду.
В связи с тем, что мониторинговые наблюдения, осуществляемые с помощью различных методов по всему стволу скважины, позволяют выявлять изменения ряда физических свойств пород, в частности фильтрационно-емкостных, открывается прямой путь к выявлению зон аномальных изменений напряженно-деформированного состояния, сопровождающих активизацию современных геодинамических процессов.
Одной из основных задач промысловой геофизики на ПХГ является выделение пластов-коллекторов и оценка их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Широко известно, что приемистость пластов в процессе цикличной эксплуатации ухудшается.Естественно предположить, что это связано с влиянием изменившегося между измерениями методами НГК эффективного давления, обусловленного изменением пластового давления.Примечательно, что интервалы повышенных значений результатов расположены в местах крупных нарушений эксплуатационной колонны, где выявлены значительные аномалии её толщины. Величина изменений расчетных значений методами НГК достигает 10%.В данном случае, когда условия в скважине практически остались прежними, изменения результатов наблюдений обусловлены влиянием изменившихся газонасыщенности и плотности, а, следовательно, и пористости пласта в процессе закачки - отбора газа.
Целенаправленный анализ результатов мониторинга повторных геофизических исследований скважин показал, что развитие трещин в эксплуатационных и обсадных колоннах и формирование скоплений газа за колоннами скважин происходят в течение нескольких месяцев при активизации современных геодинамических процессов. Выявлены изменения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта подземного хранилища газа, проявляющиеся в изменении значений амплитудой до 10%, которые обусловлены влиянием изменений пластового давления (0,63 МПа) при закачке и отборе газа. Показана возможность использования результатов производственного мониторинга в качестве составной части геодинамического мониторинга месторождений нефти и газа, который необходим для обеспечения их экологической и промышленной безопасности.
3. Технологическая схема
Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается компрессорами до необходимого давления. В процессе сжатия газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла.
Сконденсированные на забое скважины пары масла обволакивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою очередь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давления нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре. В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случаях извлекаемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осушается от влаги.
Компрессорные цехи оснащены компрессорами типа 10ГК и 10ГКМ, а также газомотокомпрессорами типа 10ГКН. Для замера количества газа, закачиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора построены газораспределительные пункты, на которых установлены на открытой площадке сепараторы, отключающая арматура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расходомеры для каждой скважины.
Закачка газа происходит при переменном давлении и расходе закачиваемого газа. Компрессорные станции на ПХГ с компрессорными закачкой и отбором должны иметь большой диапазон регулирования подачи -- от 5 % в период первоначального заполнения до 100 % при проектной приемистости коллектора. Диапазон рабочих давлений КС определяется пластовым давлением, давлением в подводящем газопроводе и потерями давления в пласте, скважинах и шлейфах. В зависимости от степени подвижности пластовых вод режим пласта приближается к газовому (для истощенных месторождений) или к водонапорному. Высокое давление закачки увеличивает эффективность ПХГ. Следует учитывать, что давление в призабойной зоне в период хранения может значительно падать.
Закачиваемый в сводовую часть куполообразной структуры газ образует там газовый "пузырь", а вода оттесняется к краям структуры. При вытеснении воду из пласта можно удалить через разгрузочные скважины, а при оттеснении -- перемещать по водоносной системе. Кровля может быть представлена плотными пластичными глинами или крепкими известняками и доломитами при отсутствии трещин и разломов, что при толщине кровли 5- 15 м на глубине 300-1000 м достаточно для предотвращения утечек газа. Наиболее экономичным считают ПХГ на глубине 300- 600 м. В настоящее время ПХГ стремятся создать при каждом крупном районе потребления газа.