Материал: лекции+16-30

Чем больше объем буферного газа, тем больше давление в хранилище и дебит отдельных скважин, меньше общее число скважин для отбора газа из хранилища и степень сжатия газа на КС подземного хранилища при подаче его потребителю.

Объем буферного газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища, технологического режима эксплуатации скважин и давления газа на головке скважин в конце периода отбора газа. Это давление в свою очередь за­висит от потребителя (МГ, сажевый, цементный или металлур­гический комбинаты), длины, диаметра и пропускной способ­ности соединительного газопровода, давления в его конечной точке.

Объем буферного газа, определенный с учетом технологиче­ских условий эксплуатации подземного хранилища, часто не удовлетворяет экономическим требованиям. При этом затраты на хранение газа за время работы хранилища больше мини­мальных. Буферный газ представляет собой продукцию, имею­щую определенную цену. Понятно, что чем больше цена бу­ферного газа, тем меньше его должно быть в хранилище при прочих равных условиях.

Объем буферного газа кроме технологических факторов за­висит от капитальных вложений в бурение скважин, эксплуа­тационных затрат при их работе, стоимости единицы объема буферного газа и эксплуатационных затрат на его закачку и восполнение, капитальных вложений в строительство КС я экс­плуатационных затрат на ее работу.

Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Объем буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны.

Объем буферного газа при эксплуатации ПХГ на газонапорном режиме можно определить из уравнения

Q_б = (1)

где _к —постоянный объем перового пространства газонасы­щенного коллектора, м³; —средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление в ПХГ в конце периода отбора газа.

Объем буферного газа при эксплуатации ПХГ на упруговодонапорном режиме

Если подземное хранилище образовано в ловушке сцементи­рованного пласта большой мощности, то во время его эксплуа­тации подошвенная вода будет передвигаться вверх при от­боре газа и вниз при его закачке. Объем газонасыщенной части залежи в этом случае изменяется.

Часть газа в конце периода отбора остается в необводненной, другая — в обводненной ча­сти коллектора. Режим эксплуатации ПХГ при таких условиях называется упруговодонапорным.

Предположим, что газонасыщенный коллектор представлен прочными, сцементированными породами. Он не ограничивает дебит отбираемого из скважины газа. Однако в этом случае на контакте «газ — вода» при отборе газа давление распределяется неравномерно, наименьшее давление будет под забоем сква­жины. Ранее плоская (до начала отбора газа) горизонтальная поверхность контакта «газ — вода» деформируется, образуя под забоем скважины так называемый конус подошвенной воды. При подъеме этой воды возможно обводнение скважины. Сква­жины на таком подземном хранилище эксплуатируются нa тех­нологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положе­ние. Для подачи газа потребителю компрессорная станция ча­сто не нужна.

Объем буферного газа можно определить из уравнения

Q_б = (2)

где

Q_б =(3)

где Ω_н, Ω_к — соответственно начальный (до начала отбора газа) и конечный необводненный объемы порового пространства ПХГ, м³;

_к, _в — средневзвешенные по объему соответственно необводненной и обводненной частей порового пространства пласта приведенные давления, МПа; α_к —коэффициент объем­ной газонасыщенности обводненной зоны, доли единицы;

 = Ω_н,/Ω_к; Q_a — объем активного газа, м³; р_н — приведенное дав­ление газа в ПХГ до начала отбора газа, МПа.

ЛЕКЦИЯ 30. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПРИ ЗАКАЧКЕ И ОТБОРЕ ГАЗА В ПХГ

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, обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания от­рыва цементного камня от колонны и образования трещин в нем, т. е. для сохранения герметичности скважин.

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.

Схемой предусмотрены компрессорные цехи, блоки осушки газа и очи­стки его от механических примесей и масла, газораспредели­тельные пункты (ГРП) и скважины. 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

По газопроводу-отводу диаметром 500 мм под давлением 2,5—3,6 МПа газ, предварительно очищенный от взвешенных твердых частиц и капельной влаги в вертикальных масляных пылеуловителях, направляется на прием газомотор­ных компрессоров типа 10ГК, для компримирования в две сту­пени. Затем он поступает на установку очистки от компрес­сорного масла, где последовательно проходит через четыре ступени очистки: циклонные сепараторы (горячий газ); цик­лонные сепараторы (охлажденный газ); угольные адсорберы и керамические фильтры .

В сепараторах улавливаются крупные частицы масла (20–30 мкм), а более мелкие — в угольных адсорберах. Сорбентом служит активированный уголь в форме цилиндриков диамет­ром 3—4 мм и высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент ре­генерируют при помощи пара.

Самая тонкая очистка от мелкодисперсных масляных частиц осуществляется в керамических фильтрах, имеющих определен­ные коэффициенты проницаемости и пористости. Керамический фильтр состоит из трубок, изготовленных из фильтрующего материала, один конец которых наглухо закрыт. Трубки поме­щены группами в прочный корпус. Показатель загрязнения трубок — увеличение перепада давления на входе и выходе фильтра свыше 0,027 МПа. Регенерацию фильтрующих трубок осуществляют путем обратной продувки, промывки растворите­лями твердых и жидких частиц. Опыт эксплуатации сооруже­ния по очистке газа от масла показал их достаточную эффек­тивность. В 1000 м³ газа, закачиваемого в пласт после очистки, содержится 0,4—0,5 г масла.

Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору на ГРП, где его поток разделяется по скважинам и замеряется количество газа, закачиваемого в каждую скважину.

Отбор газа

При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из хранилища, может выноситься песок даже при очень неболь­ших депрессиях (0,03—0,04 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину забой ее оборудуют специальными фильтрами или призабойную зону укрепляют вяжущими веще­ствами.

Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости.

Далее по газосборному коллектору газ поступает на уста­новку осушки, откуда при точке росы —2° попадает в маги­стральный газопровод. Для осушки газа используют диэтиленгликоль (ДЭГ). Блок осушки состоит из котельной, двух-трех контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и насосной.

В контакторах газ барботирует через слой 94 %-ного ДЭГа, находящегося на тарелках. ДЭГ поглощает пары воды, а осушенный газ поступает в верхнюю часть контактора, где уста­новлена специальная насадка для улавливания капель ДЭГа, уносимых потоком газа. Насыщенный ДЭГ регенерируют при помощи перегретого пара в выпарной колонне. Влагу в виде пара отводят в атмосферу. Процесс осушки газа полностью ав­томатизирован. ДЭГ улавливается в сепараторах и из отбойни­ков подается на регенерацию.

Наличие паров масла в сжатом газе, необходимость охлаж­дения его требуют строительства сложных и дорогостоящих установок и оборудования на территории ПХГ. Для удешевле­ния и упрощения технологии подготовки газа к закачке и об­работки отбираемого из хранилища газа целесообразно приме­нять многоступенчатые центробежные нагнетатели. В качестве привода для центробежных нагнетателей можно использовать авиационные двигатели АИ-20, НК-12М.