Процес поліпшення роботи підземного сховища газу

Корисна модель відноситься до процесу формування та експлуатації підземних сховищ газу (ПСГ), який характеризується збільшенням газонасиченого порового об'єму у часі. Це відбувається за рахунок високої проникності газу в пористому середовищі, що являє собою пласт-колектор. У результаті фільтрації газу відбувається заповнення газом периферійних, пасивних та застійних частин покладу ПСГ, а також, при наявності складної геологічної структури, тектонічно екранованих покладів, які в процесі циклічної експлуатації ПСГ можуть, за рахунок особливостей геологічної будови, бути задіяними у підземному зберіганні газу. Ці фактори підтверджують те, що створювані підземні сховища газу мають тенденцію до певного розширення у межах структури. Як наглядний приклад розширення ПСГ у межах пастки, на Фіг.1 представлена структурна карта Дашавського ПСГ з відображенням етапів розширення сховища у межах структурного підняття та газодинамічної характеристики покладів. Підтвердженням розширення сховища є динаміка пластового тиску у покладах ПСГ (Фіг.2, 3, 4). Оскільки однакового по характеристиці фаціального складу порід пласта-колектора та ідеальної геологічної будови як за потужністю, так і за площею, не існує, вказані фактори, впродовж циклічної експлуатації ПСГ сприяють зменшенню пластового тиску на кінець сезону закачування та відбирання і відповідно середнього. Додатковим фактором, що сприятиме збільшенню газонасиченого порового об'єму і зменшенню пластового тиску є осушення пласта-колектора у привибійній зоні експлуатаційно-нагнітальних свердловин. Зрозуміло, що зменшення пластового тиску призводить до зменшення депресії, а відтак - до зменшення продуктивності ПСГ, що у даний час є одним найбільш актуальним та важливим показником роботи газосховищ. У напрямі збільшення продуктивності сховищ розробляються програми реконструкції і модернізації наземного та підземного (глибинного) обладнання, що передбачають використання значних коштів на реконструкцію і модернізацію технологічного обладнання з метою приведення експлуатаційних показників до сучасних вимог. Це відображено в роботі ДК "Укртрансгаз" [див. „40 років підземному зберіганню газу в Україні", автор Шимко Р.Я., оприлюднена 02-04.06.2004 р. в Науковому віснику Національного Технічного Університету Нафти і Газу, спецвипуск 2(8)'2004], а також у роботі Українського науково-дослідного інституту газів [див. "Проблеми та перспективи розвитку підземного зберігання газу в Україні", автор Федутенко A.M., оприлюднена у згаданому вище науковому віснику]. Згідно з вказаними роботами, безсумнівним досягненням в області підземного зберігання газу в Україні слід віднести створення у газотранспортній системі (ГТС) Більче-Волицько-Угерського ПСГ у складі західного комплексу підземного зберігання газу (ПЗГ), яке не тільки регулює сезонну нерівномірність газопостачання та підвищує надійність поставок газу за межі України, але й функціонує як регіональна система газопостачання, джерелом газу для якої в зимовий період є саме це газосховище. Це дозволяє вивільнити значні ресурси газу для забезпечення теплом регіонів, де підземні газосховища відсутні. Проте, понад усі досягнення, комплекс ПЗГ України має цілу низку проблем, що чекають свого вирішення. Минуло 40 років з початку створення газосховищ. На багатьох з них встановлено застаріле і фізично зношене устаткування; свердловини, побудовані за старими технологіями на низьких пластових тисках, не відрізняються високою продуктивністю через те, що їхня привибійна зона частково закольматована фільтратом бурового розчину, частково забруднена компресорним мастилом; через вибіркове розміщення свердловин на площі ПСГ на деяких з них є так звані "застійні" зони; відбирання всього активного газу здійснюється терміном у 100-180 діб, у той час, як у США, Франції, Італії та Німеччині це може відбуватися за 30-60 діб; об'єми газу, що зберігається, нерівномірно розподілені по території України (так у східній частині, де зосереджено 60 % промислового потенціалу, активний об'єм ПСГ складає 10% від усього у країні). Тому у теперішній час в ДК "Укртрансгаз" розробляють перспективний план реконструкції, модернізації та переобладнання ПСГ. Внаслідок реконструкції ПСГ покращиться підготовка газу, забезпечиться підвищення їх продуктивності газосховищ та знизяться експлуатаційні витрати. Аналіз експлуатації підземних сховищ газу з складною геологічною будовою, низьким та середнім, за класифікацією, пластовим тиском і значною площею газоносності підтверджує те, що сугубо технічні заходи не в змозі забезпечити максимально можливе поліпшення техніко-економічних показників експлуатації ПСГ без вдосконалення роботи пластової системи та оптимізації газогідродинамічних показників експлуатації ПСГ. Зменшення пластового тиску призводить ще й до відхилення робочих параметрів роботи газоперекачувальних агрегатів (ГПА) від паспортних та гранично-допустимих, що в загальному погіршує, а в деяких випадках унеможливлює безпечну роботу дотискувальної компресорної станції (ДКС) та ПСГ в цілому. Таким чином, якщо не впроваджувати ніяких заходів у ході експлуатації ПСГ, що застерігають від негативного впливу вказаних раніше характерних факторів експлуатації газосховищ, то можна прогнозувати зменшення надійності газотранспортної системи, а це - не припустимо. Постає питання, як забезпечити поліпшення умов роботи ПСГ в цілому та відповідно забезпечити надійну роботу газотранспортної системи? Одним з найбільш вагомих і надійних заходів збільшення продуктивності ПСГ та поліпшення показників його експлуатації є закачування певного об'єму буферного природного газу в пласт. Але в теперішній час, якому характерне зростання ціни та дефіцит енергоносіїв, у тому числі і на природний газ, такий захід не може бути раціональним, враховуючи наявність в бухгалтерському обліку, по ряду схови щ, об'єму активного газу, який технологічно виконує функції буферного газу. Основне призначення буферного газу і капіталовкладення на його створення під час обладнання підземних схови щ газу висвітлено в роботі НАК "Нафтогаз України" [див. "Про структур у та призначення буферного газу в ПСГ", автор Савків Б.П., оприлюднена в науково-виробничому журналі "Нафтова і газова промисловість" №4, 2006p.]. Це те хнічне рішення обрано як найближчий аналог. В основу корисної моделі поставлено задачу створення такого процесу поліпшення роботи підземного схови ща газу шляхом нової послідовності технологічних операцій, який би забезпечив можливість вилучення додаткових об'ємів природного газу і оптимізацію роботи пластової системи. Ця задача вирішується тим, що у відомому процесі поліпшення роботи підземного сховища, яке має периферійні пасивні та застійні частини, шляхом зменшення об'єму природного газу, закачують у периферійні пасивні чи застійні частини підземного сховища газу об'єм інертного газу, важчого від природного, і вилучають природний газ, при цьому забезпечують незмішування інертного газу з об'ємом природного газу активного блока, де розташовані експлуатаційно-нагнітальні свердловини. В якості інертного газу використовують азот, як частину буферного газу, вилучають додаткові об'єми природного газу та оптимізують роботу пластової системи підземного сховища газ у. На сьогоднішній день є технічні рішення, які не дають можливості вирішити питання заміщення природного газу і видобування додаткових обсягів природного газу із забезпеченням поліпшення газодинамічних показників роботи пласта-колектора та схови ща в цілому. Альтернативою згаданому раніше заходу (додатковому закачуванню природного газу) може бути закачування в периферійні, пасивні чи застійні частини ПСГ інертного газу, важчого за природний газ, з метою заміщення частини буферного природного газу підземного газосховища. Одним з таких газів є азот (N2). Проте, необхідно накласти умову, яка застереже змішування інертного газу з об'ємом активного газу: "Фронт змішування "природний газ-азот" не повинен просуватися за межу, до якої в покладі відсутні активні газодинамічні процеси" (тобто в блок ІІ та І)! Світовий та вітчизняний досвід підтверджує, найбільші переваги заходу очікуються тоді, коли витримані основні аксіоми: є значна площа структури ПСГ з неоднорідними колекторськими властивостями і зосереджено розташованими експлуатаційно-нагнітальними свердловинами. Таким вимогам ідеально відповідає Дашавське ПСГ, структуру якого можна поділити на чотири блоки (рисунок 1) з різною газодинамікою (І - активний блок, ІІ - перехідний блок, III - пасивний блок і IV - застійний блок). Проте, це - єдина газогідродинамічна система із встановленою стабільною роботою, порушення якої призводить до змін в робочій частині структури (блок І), які можуть мати як позитивний, так і негативний характер. За таких обставин та вимог до забезпечення високої надійності роботи газового сховища, заміщенню підлягає тільки газ в частинах ПСГ, які не мають активної взаємодії з робочим блоком, де зосереджено розташовані експлуатапійно-напгітальні свердловини. В результаті заміщення частини буферного природного газу азотом в периферійних, пасивних та застійних частинах ПСГ (блок III і IV) забезпечується поліпшення роботи ПСГ, зростання його надійності та ефективності. Це відображають такі виробничі показники: 1) зменшення об'єму пасивного буферного природного газу за рахунок заміщення його азотом; 2) можливість вилучення додаткових об'ємів природного газу при існуванні сприятливих геологотехнологічних умов; 3) оптимізація роботи пластової системи шляхом досягнення необхідної газогідродинаміки в покладах; 4) зменшення відтікання газу з частини ПСГ, де розташовані експлуатащйно-нагнітальні свердловини (активний блок - I); 5) збільшення пластового тиску на кінець сезону закачування та відбирання; 6) зростання тиску на вході в дотискувальну компресорну станцію (ДКС), збільшення депресії до максимально-допустимої величини, пікової та середньої продуктивності сховища без заміни нагнітачів або їх. проточних частин, з метою адаптації їх до роботи в умовах зниженого пластового і відповідно вхідного тиску; 7) зменшення тривалості відбирання проектного об'єму активного газу; 8) поліпшення умов роботи газоперекачувальних агрегатів; 9) збільшення періоду роботи ПСГ самопливом на початковому етапі періоду відбирання; 10) зменшення витрат паливного газу і газу на те хнологічні операції; 11) зменшення викидів продуктів згорання в атмосферу довкілля; 12) поліпшення експлуатаційних те хніко-економічних показників; 13) погашення об'єму активного газу, що технологічно виконує функцію буферного газу; 14) створення додаткових виробничих потужностей та джерел фінансових надходжень; 15) наявність можливості позитивного впливу на умови роботи пласта-колектора та ДКС, в будь-який момент часу, до ти х пір, поки фронт змішування не буде порушувати встановлену межу, за яку активний газ не поступає. Це гарантує відсутність змішування активного газу не тільки з азотом, а й із сумішшю природного газу та азоту (фронтом змішування).