Процес регулювання роботи підземного сховища газу

Процес регулювання роботи газосховища шляхом регламентування тривалості нейтральних періодів між сезонами відбирання та нагнітання газу, включення в роботу першочергово на початкових етапах закачування-відбирання свердловин певного розташування, складання та дотримання режимів роботи підземного газосховища, що за 3 може досягати 30-40% від номінальної його величини як в сторону зростання, так і в сторону зменшення, при цьому при зменшенні тиску в магістральному газопроводі зменшується тиск на виході технологічної схеми закачування, що призводить до зростання втрат газу у сховищі (збільшенню застійних зон), а збільшення тиску в магістральному газопроводі може призвести до перевищення максимально допустимого тиску газу на виході технологічної схеми закачування, що неможливо допустити, тому що може призвести до порушення пласта-колектора сховища та його руйнування, а заходи запобігання підвищення тиску на виході технологічної схеми закачування, ведуть до втрат газу. Під час відбирання газу, при коливаннях витрат газу в магістральному газопроводі або при зміні витрат газу, що плануються, на виході технологічної схеми відбирання виникає, з одного боку, можливість надлишкових витрат газу, який подається із сховища в магістральний газопровід, а з другого - можливість недопостачання газу в магістральний газопровід. Крім того, на величину активного об'єму газу буде впливати величина максимально допустимої депресії (при відбиранні) та розташування експлуатаційно-нагнітальних свердловин по площі підземного сховища газу. Відома робота Дашавського виробничого управління підземного зберігання газу [див. "Забезпечення економічної і раціональної роботи Дашавського ПСГ", автори Вах М.И., Галій П.П., Гімер П.Р. та інші, оприлюднена 02-04.06.2004р. в Науковому віснику Національного Технічного Університету Нафти і Газу, спецвипуск 2(8) 2004]. Це технічне рішення обрано як прототип. Задача корисної моделі - є покращення в цілому роботи з експлуатації підземного сховища газу шляхом нової послідовності технологічних операцій, пов'язаних з регламентуванням тривалості нейтральних періодів між сезонами відбирання та нагнітання газу. Ця задача вирішується тим, що у відомому процесі регулювання роботи газосховища шляхом регламентування тривалості нейтральних періодів між сезонами відбирання та нагнітання газу, першочергового включення в роботу на початкових етапах закачування-відбирання, свердловин певного розташування, складання та дотримання режимів роботи підземного газосховища, що забезпечують оптимальний темп нагнітання газу, також аналізу роботи пластової системи, динаміки пластового тиску визначають частину підземного газосховища, де при нагнітанні газу в пласт відключають з роботи експлуатаційно-нагнітанні свердловини, які розташовані найближче до межі покладів з різною газодинамікою, при цьому на початковому етапі відбирання газу із газосховища дані свердловини включають в першу чергу, а при незначних добових об'ємах відбирання - роботу сховища забезпечують експлуатаційнонагнітальними свердловинами, розташованими найближче до тектонічного розмежування покладів з різною газодинамікою. В процесі створення та циклічної експлуатації підземних сховищ газу, створених у виснажених 17820 4 газових покладах спостерігається поступове включення в роботу, до певного моменту часу, все більшого газонасиченого порового об'єму, що являється закономірним процесом, який характерний для періоду формування Дашавського ПСГ. Дашавське газосховище створене на базі виснажених покладів Г, Е, Д (9-го та 8-го горизонтів) однойменного газового родовища. Вказані горизонти представлені сарматськими відкладами. В тектонічному відношенні сховище належить до Передкарпатського крайового прогину. Через південно-західну його частину проходить лінія насуву Внутрішньої зони Передкарпатського прогину на Зовнішню. Підземне сховище газу являє собою брахіантиклінальну складку, яка простягається з північного заходу на південний схід і перетинається, як повздовжніми так і поперечними диз'юнктивними тектонічними порушеннями амплітудою 1530м. При створенні та формуванні газонасиченого порового простору в покладах Г і Е, під час досягнення максимальних проектних показників, було встановлене перевищення реального газонасиченого порового об'єму над проектним в наслідок заповнення газом периферійних ділянок з низькими експлуатаційними параметрами та часткового перетікання газу в практично виснажений поклад Д через малоамплітудні тектонічні порушення, що призвело до розширення сховища і утворення блоків з різною динамікою дренування, яка підтверджується промисловими даними заміру пластового тиску в основних і спостережних покладах, згідно яких газосховище можна розділити на чотири блоки. Перший блок є основним і найбільш активним, оскільки відноситься до основних робочих покладів Г і Е які безпосередньо працюють в режимі нагнітання та відбирання газу. В процесі циклічної експлуатації відбувається відтік газу з цих покладів в поклад Д і наступний, у зворотному порядку, 3 приток газу об'ємом близько 250млн.м . Другий і третій блок відноситься до покладу Д з свердловинами Д-83, Д-107 і Д-212. Причому, в напрямі свердловини Д-83 простежується краща проникність і, відповідно, динаміка пластового тиску в порівнянні з свердловинами Д-107 і Д-212. Це вказує на нерівномірність реагування покладу на зміну тиску в робочій зоні свердловин. Відмічається запізнення у величині пластового тиску на 5-6 місяців по свердловинах Д-107 і Д-212 та на 2-3 місяці по свердловині Д-83. Четвертому блоку відповідає розміщення покладу Ж+В і відповідно спостережної свердловини Д-165. Для нього характерним є незначне надходження газу з третього блоку покладу Д (свердловина Д-107) в об'ємі близько 2,84млн.м3 за цикл. Подальше формування газонасиченого порового простору супроводжувалось збільшенням об'єму пасивного газу в покладах, що відповідають периферійній частині 1-го, 2-му, 3-му та 4-му блокам - до 1800млн.м3, і відповідно порушенням попередньо сформованого газонасиченого порового простору. Це призвело до зменшення пластового тиску робочої зони свердловин (поклади Г, Е), так як частина газу стала пасивною, і відповідно, вхід 5 ного тиску в КС (компресорній станції), що обумовлює зменшення тривалості роботи ПСГ з максимальною продуктивністю (піковістю ПСГ), середньої продуктивності підземного сховища газу (ПСГ), збільшення періоду відбирання та енерговитрат за рахунок цього і шкідливих викидів продуктів згорання в атмосферу, а також до погіршення умов роботи газоперекачувальних агрегатів (ГПА) в кінці періоду відбирання, що позначилось на техніко-економічних показниках експлуатації ПСГ. Цей період характерний досягненням, а в деяких випадках і перевищенням паспортних робочих характеристик ГПА, що не бажано та не допустимо а саме: - досягнення (перевищення) максимальнодопустимої степені стиску; - досягнення критичних величин осьового зсуву ротора нагнітача; - наявність передпомпажних та помпажних явищ; - зменшення коефіцієнту корисної дії (ККД); - перевитрата природного газу як палива для роботи газотурбінних установок (ГТУ). Комплекс заходів з регулювання роботою пластової системи, який використовується (дотриманням необхідної тривалості нейтральних періодів після відбирання та закачування, включення в роботу першочергово свердловин певного розташування, складання та дотримання режимів роботи ПСГ, що забезпечують оптимальний темп нагнітання газу) спрямований на використання її інерції та особливостей геологічної будови дозволяє утримувати рівноважний стан ПСГ, проте не може забезпечити додаткового зростання тиску як пластового, так і вхідного на КС з досягненням усіх наслідкових факторів, згаданих раніше. Спосіб пояснюється кресленням: На Фіг.1 показана зміна тиску в контрольних свердловинах на ПСГ; На Фіг.2 - структурна карта Дашавського ПСГ. Впровадження запропонованого регулювання роботи підземного газосховища показана на прикладі роботи Дашавського ПСГ. Стабільність в роботі підземного сховища полягає в подібності основних експлуатаційних параметрів при однаковому об'ємі газу та додаткових параметрів, які характеризують процес знакоперемінного напряму фільтрації газу. Так, під час закачування газу, при пластовому тиску в основних покладах більшому 40ата розпочинається перетікання газу в поклад Д, яке обумовлене величиною перепаду тиску між покладами Е-Г і Д-911кГ/см. В зворотному напрямі відтікання газу відбувається в період відбирання, при досягненні 17820 6 робочою зоною свердловин пластового тиску меншого 30ата і вказаного вище перепаду. Порушення стабільного і врівноваженого стану ПСГ є неприпустимим, тому для досягнення найбільш економічної і раціональної роботи підземного сховища газу необхідно розробляти і використовувати заходи, спрямовані на регулювання процесів закачування і відбирання газу використовуючи особливості геолого-тектонічної будови та інерційності роботи покладів, які в основному зводяться до поліпшення техніко-економічних показників експлуатації ПСГ. За таких обставин, проведення детального аналізу роботи пластової системи ПСГ, динаміки пластового тиску експлуатаційно-нагнітальних свердловин допомогло винайти новий метод регулювання роботи пластової системи ПСГ, в основному за рахунок вдосконалення технологічного процесу нагнітання газу в пласт, шляхом відключення ряду експлуатаційно-нагнітальних свердловин, які сприяли відтіканню газу з робочої зони, а також підібраної системи відбирання та визначити частину ПСГ, де цей метод успішно можна застосувати. Ефективність корисної моделі (методу поліпшення роботи ПСГ в цілому) підтверджується наступними факторами: впровадження не вимагає додаткових капіталовкладень; зростає можливість впливу на величину активного газонасиченого порового об'єму, в необхідному напрямі; зменшується відтікання газу з робочої зони свердловин; зосереджується більший об'єм активного газу в робочій зоні (робочих покладах ПСГ); зростає пластовий тиск в робочих покладах ПСГ та тиск на вході в КС; збільшується середня та пікова продуктивність ПСГ; зменшується тривалість відбирання проектного об'єму активного газу; поліпшуються умови роботи ГПА; зменшуються витрати паливного газу і газу та технологічні операції; зменшуються викиди продуктів згорання в атмосферу; покращуються експлуатаційні технікоекономічні показники; забезпечується поліпшення роботи ПСГ в цілому до моменту, коли даний метод не зможе створювати зростання позитивного впливу на вище вказані фактори, але дозволить утримувати встановлену ефективність та врівноваження роботи газосховища. 7 Комп’ютерна верстка А. Рябко 17820 8 Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601