Спосіб поліпшення роботи підземного сховища газу

Реферат: Спосіб поліпшення роботи підземного сховища газу має в єдиній газодинамічній системі периферійні пасивні, застійні частини, активний блок, де розташовані видобувно-нагнітальні свердловини, шляхом закачування у периферійні пасивні чи застійні частини підземного сховища газу об'єму інертного газу, важчого від природного, при цьому контролюють змішування інертного газу з об'ємом природного газу. Як інертний газ використовують азот. Природний газ витісняють в активний блок, де розташовані видобувно-нагнітальні свердловини, і збільшують пластовий тиск в активному блоці. Збільшують продуктивність видобувнонагнітальних свердловин та зменшують водний фактор, а також вилучають додатково об'єми природного газу з пасивних чи застійних частин сховища через свердловини і збільшують активний обсяг природного газу до проектного та вище проектного з подачею природного газу споживачам. Фронт змішування інертного газу з об'ємом активного газу не просувають за межу, до якої у покладі відсутні активні газодинамічні процеси. UA 101191 C2 (12) UA 101191 C2 UA 101191 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Спосіб поліпшення роботи підземного сховища газу належить до газової промисловості, а більш конкретно до процесу 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 експлуатаційнонагнітальних свердловин. Зрозуміло, що зменшення пластового тиску призводить до зменшення депресії, а відтак - до зменшення продуктивності ПСГ, що у даний час є 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, (див. „40 років підземному зберіганню газу в Україні", автор Шимко Р.Я, ДК "Укртрансгаз"., оприлюднена 02-04.06.2004 р. у 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-ВолицькоУгерського 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 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). Внаслідок реконструкції ПСГ покращиться підготовка газу, забезпечиться підвищення їх продуктивності газосховищ та знизяться експлуатаційні витрати. Аналіз експлуатації підземних сховищ газу зі 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 технікоекономічних 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 1 UA 101191 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 погіршує, а в деяких випадках унеможливлює безпечну роботу дотискувальної компресорної станції (ДКС) та ПСГ в цілому. Таким чином, якщо не впроваджувати жодних 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 неприпустимо. 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 сховищ, об'єму активного газу, який технологічно виконує функції буферного газу. Основне призначення буферного газу і капіталовкладення на його створення під час обладнання підземних сховищ газу висвітлено в роботі НАК "Нафтогаз України" (див. „Про структуру та призначення буферного газу в ПСГ", автор Савків Б.П., оприлюднена в наукововиробничому журналі "Нафтова і газова промисловість" № 4, 2006 р. Це технічне рішення вибрано як прототип. В основу корисної моделі поставлено задачу створення такого процесу поліпшення роботи підземного сховища газу шляхом нової послідовності технологічних операцій, який би дозволив можливість оптимізації роботи пластової системи., зменшення об'єму пасивного буферного природного газу за рахунок заміщення об'єму пасивного буферного природного газу азотом, можливість вилучення додаткових об'ємів природного газу при існуванні сприятливих геологотехнологічних умов. Ця задача вирішується тим, що у процесі поліпшення роботи підземного сховища газу, яке має периферійні пасивні, застійні частини, активний блок, де розташовані видобувно-нагнітальні свердловини, шляхом закачування об'єму інертного газу у сховище, закачують у периферійні пасивні чи застійні частини підземного сховища газу об'єм інертного газу, важчого від природного, витісняють природний газ в активний блок, де розташовані видобувно-нагнітальні свердловини, при цьому не змішують інертний газ з об'ємом природного газу активного блока і забезпечують збільшення пластового тиску в активному блоці та збільшення продуктивності видобувно-нагнітальних свердловин. Як інертний газ використовують азот, вуглекислий газ та інші інертні гази, як додаткову частину буферного газу, при цьому не вилучають об'єми природного газу та оптимізують роботу пластової системи підземного сховища газу. Під час заміщення витіснений газ переводять у активний блок, поповнюють буферний газ до проекту і більше. Пропонований процес значно поліпшує техніко-економічні показники ПСГ. 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 сховища 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" неповинен просуватися за межу, до якої в покладі відсутні активні газодинамічні процеси" (тобто в блок II 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 (фіг. 1) з різною газодинамікою (І - активний блок, II - 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 експлуатаційно-нагнітальні свердловини. 2 UA 101191 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 В результаті заміщення частини буферного природного газу азотом 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 геолого-технологічних умов; 3) оптимізація роботи пластової системи шляхом досягнення необхідної газогідродинаміки в покладах; 4) зменшення відтікання газу з частини ПСГ, де розташовані експлуатаційно-нагнітальні свердловини (активний блок -1); 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 технологічні операції; 11) зменшення викидів продуктів згорання в атмосферу довкілля; 12) поліпшення експлуатаційних техніко-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, доти, поки фронт змішування не буде порушувати встановлену межу, за яку активний газ не надходить. Це гарантує відсутність змішування активного газу не тільки з азотом, а й із сумішшю природного газу та азоту (фронтом змішування). ФОРМУЛА ВИНАХОДУ Спосіб поліпшення роботи підземного сховища газу, яке має в єдиній газодинамічній системі периферійні пасивні, застійні частини, активний блок, де розташовані видобувно-нагнітальні свердловини, шляхом закачування у периферійні пасивні чи застійні частини підземного сховища газу об'єму інертного газу, важчого від природного, причому як інертний газ використовують азот, при цьому контролюють змішування інертного газу з об'ємом природного газу, який відрізняється тим, що природний газ витісняють в активний блок, де розташовані видобувно-нагнітальні свердловини, і збільшують пластовий тиск в активному блоці, при цьому збільшують продуктивність видобувно-нагнітальних свердловин та зменшують водний фактор, а також вилучають додатково об'єми природного газу з пасивних чи застійних частин сховища через свердловини і збільшують активний обсяг природного газу до проектного та вище проектного з подачею природного газу споживачам, причому фронт змішування інертного газу з об'ємом активного газу не просувають за межу, до якої у покладі відсутні активні газодинамічні процеси. 3 UA 101191 C2 4 UA 101191 C2 Комп’ютерна верстка Л. Купенко Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5