Магистрального газопровода для регулирования неравномерности газопотребления

ЛЕКЦИЯ №27

Подземные хранилища газа. Их назначение и классификация.Применение аккумулирующей способности

 

Созданная к настоящему времени в России развитая сеть подземных хранилищ газа (ПХГ) позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям практически в любой точке ЕСГ как в России, так и за рубежом.

Дадим определение газохранилищу – это инженерные сооружения, предназначенные для хранения и регулирования его подачи потребителю в соответствии с неравномерностью потребления.

Подземные газохранилища в ЕСГ имеют многоцелевое назначение, помимо основной задачи - регулирования сезонной неравномерности газопотребления - они выполняют другие функции, такие как:

- дополнительная подача газа потребителям в случае экстремальных похолоданий, как в отдельные дни, для чего создана система так называемых пиковых подземных хранилищ, так и в случае аномально холодных зим, путем создания соответствующих дополнительных резервов газа;

- обеспечение надежности экспортных поставок;

- создание долгосрочных (не распределяемых) резервов газа на случай непредвиденных экстремальных ситуаций;

- резервирование газа на случай аварийных кратковременных ситуаций в системе газоснабжения.

Современная система дальнего газоснабжения в общем случае состоит из сложного и дорогостоящего комплекса промышленных сооружений:

- источников газа (газовых, газоконденсатных или газоконденсатных с нефтяной оторочкой месторождений;

- установок для очистки, осушки газа, добычи конденсата и подготовки газа к транспорту;

- установок использования энергии пластового давления для получения холода, механической работы, электроэнергии;

- конденсатоперерабатывающего завода;

- магистрального газопровода;

- подземного хранилища газа;

- городской газораспределительной сети.

Для хранения углеводородных газов в настоящее время реализуются различные способы. Классификация хранилищ газа приведена на рисунке 1.

 

 

Рисунок 1. Схема классификации газохранилищ

 

Работа подземные хранилища газа характеризуется следующими параметрами:

1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной нагрузкой в зимнее время.

Потребление природного газа потребителями различных групп характеризуется неравномерностью по временам года – т.е. по сезонам (лето, зима), по месяцам, неделям, суткам и часам суток.

Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления называется отношение фактического месячного потребления газа Q_iм к среднемесячному Q_ср:

Рисунок 2. Кривая суточного потребления газа

 

Как видно из рисунка 2, избыток газа в течение суток (площадь АВД) равен его недостающему количеству (площадь СВЕ). Обычно суточные неравномерности потребления газа устраняются созданием запасов газа в течение суток в газгольдера, либо за счёт использования аккумулирующей способности конечного участка магистрального газопровода.

Объём газа, используемый в зимнее время для отопления жилых и промышленных зданий, изменяется от 9 до 15 % от объёма годового потребления.

Отношение максимального месячного потребления газа к среднему изменяется от 1,3 до 1,5:

 

к_{i max}= 1,3…1,5; к _imin=0,6…0,8.

 

Таким образом, создание подземного хранилища газа необходимо для хранения летнего избытка газа и подачей его зимой потребителю для обеспечения ритмичной работы магистрального газопровода со среднегодовой производительностью.

Объём газа для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления рассчитывается тремя методами:

- по числу градусодней недостатка температуры и количеству теплоты, необходимой на один градусодень недостатка температуры;

- по нормам расхода газа на отопление по всем категориям потребителей;

- по коэффициентам месячной неравномерности газопотребления.

Следует отметить, что по известным значениям коэффициентов месячной неравномерности газопотребления определяется объём природного газа Q_а подлежащего хранению в залежи по выражению следующего вида:

 

(2)

 

где - коэффициент месячной неравномерности;

n – число коэффициентов неравномерности меньших единицы.

 

2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.

Приближенно капитальные вложения (в руб.) в магистральный газопровод К_мг и компрессорные станции К_кс можно записать в виде следующего уравнения:

 

(3)

 

где

(4)

 

Р₁, Р₂ - давления на выкиде и приёме компрессорных станций (КС) соответственно;

n - число КС;

K₁ - капитальные вложения, независимые от Q; β, λ - укрупненные показатели [ Смирнов А.С. Ширковский А.И Добыча и транспорт газа.- М.: Гостоптехиздат, 1957,- 557 с.];

L - расстояние между КС;

R_z - допускаемое напряжение на разрыв материала труб.

 

Если подземного хранилища нет, в уравнении для К₀ вместо Qподставляют максимальное среднесуточное потребление газа Q_max в самый холодный месяц (декабрь, январь); если подземное хранилище есть - среднесуточное потребление газа за год Q_c. Поскольку Q_max>Q_c, при отсутствии ПХГ капитальные вложения в магистральный газопровод и КС будут больше (на 20 – 30 % по сравнению с расчётом по Q_c).

3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений МГ с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности КС, близком к единице.

4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны;

5. Сохранение нефтяного газа в новых нефтедобывающих районах и углеводородного конденсата при временной невозможности его использования.

6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в случае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.

7. Создание запасов сырья и топлива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после её выработки.

8. Уменьшение мощности завода по очистке от H₂S и СО₂ и производству газовой серы. При наличии ПХГ такой завод рассчитывается на среднегодовой расход, при отсутствии хранилища - на максимальный среднемесячный зимний расход.

9. Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом. ПХГ, как правило, сооружаются вблизи трассы МГ и потребителей.

В отечественной практики наибольшее распространение получило хранение газа в пористых средах.

В пористых средах создаются подземные хранилища трех типов:

- хранилища в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях;

- хранилища в водоносных пластах;

- в залежах негорючих природных газов.

Принципиальные схемы подземных хранилищ газа приведены на рисунка 3 и 4.

 

 

Рисунок 3. Схема подземного хранилища газа созданного в слабосцементированном пласте незначительной толщины:

ГНК – газонефтяной контакт;

ВНК – водонефтяной контакт;

К;с – компрессорная станция;

П – потребитель.

Рисунок 4. Схема подземного хранилища газа созданного в крепко сцементированном пласте большой толщины

 

В первом случае из-за наличия нефтяной оторочки, затрудняющей поступление воды в хранилище, объём порового пространства газонасыщенного коллектора изменяться практически не будет. Режим эксплуатации хранилища при постоянном объеме порового пространства будет газовым. Причинами, ограничивающими дебит отдельных скважин, является возможность разрушения пласта и вынос горной породы на забой скважины.

Технологический режим эксплуатации скважин будет определяться величиной максимально допустимого градиента давления на поверхности пласта, вскрытого скважиной.

Если подземное хранилище образовано в ловушке крепко сцементированного пласта большой толщины во время его работы подошвенная вода будет передвигаться вверх при отборе газа и вниз при закачке. Объём газонасыщенной части залежи изменяться. Часть газа в конце периода отбора останется в необводненной, другая его часть - в обводненной части коллектора. Режим эксплуатации подземного хранилища будет упруговодонапорным.

Если газонасыщенный коллектор представлен прочными, сцементированными породами. В этом случае дебит отбираемого из скважин газа не ограничивает. Однако, на контакте газ — вода давление будет распределено неравномерном отборе газа. Наименьшее давление будет под забоем скважины. Ранее плоская (до начала отбора газа) горизонтальная плоскость контакта газ — вода будет деформироваться, с образованием под забоем скважины конуса подошвенной воды. При подъёме подошвенной воды с образовавшимся конусом под забоем скважины в ПХГ эксплуатируются на технологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом случае занимает устойчивое положение. Градиент давления на его вершине, направленный вверх вдоль оси скважины, равен удельному весу пластовой воды.

Для подачи газа потребителю компрессорная станция не нужна.

Рассмотрим основные характеристики подземных хранилищ газа созданных в пористых средах.

При проектировании и эксплуатации подземных газохранилищ различают остаточный, активный, буферный и предельный объёмы газа.

Остаточным называется минимальное количество газа, которое находилось в залежи перед началом закачки на хранение.

Активным называется объём ежегодно отбираемого и закачиваемого газа, и который можно определить из выражения следующего вида:

 

(5)

 

где Q - объём порового пространства;

Р_макс, Р_мин - максимальное и минимальное давление в хранилище;

Р_ат - атмосферное давление;

Z_ср - средний коэффициент сверхсжимаемости газа.

 

Буферным называется объём газа, не извлекаемый из подземного газохранилища, но необходимый для поддержания определенного минимального давления для подачи газа на поверхность, противодействия внедрению в хранилище пластовых вод и т. д.:

 

(6)

Предельным называется максимальное количество газа, которое можно поместить в хранилище:

(7)

 

При создании и эксплуатации подземных хранилищ газа различают также максимально допустимое, максимальное, минимальное и среднее давления.

Максимально допустимое давление это наибольшее давление в хранилище, которое можно допустить, исходя из условия сохранения покрышки (кровли) пласта.

Для предупреждения нарушения герметичности кровли пласта, максимально допустимое давление в пласте принимается несколько меньшим, чем давлениевышележащих пород (горное давление), т.е. .

Максимальным называется давление, установленное на основании технико-экономических расчётов и соответствующее активному объёму газа.

Минимальным называется давление, установленное на основании технико-экономических расчётов и соответствующее буферному объёму хранимого газа.

(9)

 

Среднее давление в хранилище определяется из выражения

(10)

где Т - время, равное году или величине, кратной одному году.

 

Таким образом, давление в подземном хранилище будет изменяться от максимального до минимального в зависимости от условий работы поверхностного оборудования и минимально допустимого дебита газовой скважины.

Далее рассмотрим общие принципы обустройства подземного хранилища.

Принципиальная схема обустройства подземного хранилища газа приведена на рисунке 5.

 

Рисунок 5. Общая схема обустройства подземного хранилища газа:

1 – магистральный газопровод; 2 – компрессорная станция;

3 – скруберр; 4 – сепаратор; 5 градирня; 6 – маслоотделители;

7 – внутрипромысловый коллектор; 8 – установка по осушке газа; 9 – расходомер;10 – коллектор.

 

Газ из магистрального газопровода 1 по подводящему коллектору поступает на компрессорную станцию 2, предварительно пройдя очистку в скрубберах 3. При высоком давлении в газопроводе, компрессорную станцию при нагнетании газа можно не использовать. Сжатый горячий газ очищается от масла в сепараторах 4, охлаждается в градирне 5 и проходит через маслоотделители 6. В схему обычно кроме маслоотделителей включают, угольные адсорберы для полного удаления масла и керамические фильтры, которые задерживают угольную пыль.

Очищенный газ по коллектору 7 направляется на газораспределительный пункт ГРП, где распределяется по скважинам и замеряется расходомерами. ГРП может находиться на территории компрессорной станции (КС) и на значительном расстоянии от нее, если КС расположена в стороне от хранилища.

Газораспределительную систему на хранилище обычно выполняют по лучевой схеме. Для предотвращения обратного хода газа при остановках компрессоров ставят обратные клапаны.

При отборе газа из хранилища его направляют в сепаратор первой ступени, где отделяются капельная вода и твердые частицы, затем он поступает в сепаратор второй ступени, работающий при давлении газопроводной системы. После этого газ проходит расходомер, обратный клапан и попадает в коллектор 10, ведущий на установку осушки 8. После осушки расход газа измеряют общим расходомером 9, затем газ поступает в подводящий газопровод.

На коллекторе 10 устанавливают предохранительный клапан на случай недопустимого повышения давления в низконапорной части системы.

Если газ отбирают из хранилища при помощи КС, то после очистки и компримирования он подается на установку осушки, а затем - в отводящий газопровод.

Отличительной чертой эксплуатационных скважин используемых на подземных хранилищах газа является их эксплуатация как в качестве добывающих, так и в качестве нагнетательных скважин.

В существующей промысловой практике на подземных хранилищах газа применяют пять основных типов скважин:

- разведочные;

эксплуатационные;

наблюдательные;

специальные – разгрузочные, дренажные, блокировочные.

Следует отметить, что каждый тип скважин имеет свою специфическую конструкцию обусловленную её назначением.

Технологический режим эксплуатации скважин основном определяется типом подземного хранилища газа и графиком газопотребления, и в основном аналогичен ранее рассмотренным режимам эксплуатации скважин. Эксплуатация скважин обычно осуществляется по НКТ, оборудованных, как правило, обратными клапанами. Шлейфы скважин оборудуются запорными устройствами, срабатывающими при разрывах наземных коммуникаций, как в период закачки газа, так и в период его отбора.

Поскольку подача природного газа потребителю может осуществляться под собственным давлением или же с помощью компрессора то необходимо выполнение двух условий:

- в первом случае давление газа на устье скважины равняться сумме давления на выкиде компрессора и потерь давления от скважины до компрессорной станции;

- во втором случае давление на устье скважины складывается из давления на приёмном коллекторе компрессора и потерь давления от скважины до компрессорной станции.

Фонд эксплуатационных скважин определяется обычно их продуктивностью и графиком газопотребления. В зависимости от сетки скважин, свойств пласта, продолжительности эксплуатации скважин в период закачки и отбора, резервный фонд скважин принимается обычно равным 5 – 10 % от расчётного фонда скважин.

Для борьбы с гидратообразованием принимают те же меры, что и при эксплуатации газовых месторождений.