Основные принципы подземного хранения газа в пористых нефтяных или водоносных пластах

При простое между окончанием отбора и началом следующей закачки, вода продолжает вытеснять газ из полости, объем газовой области уменьшается, а давление увеличивается. Часть пузырей газа, которые во время отбора оказались изолированы в слое воды, прорываются к основной массе газа, граница газоводяного контакта выравнивается.

Два периода простоя нужны для того, чтобы система ПХГ улежалась и созрела - так проще переходить от закачки к отбору и наоборот. Но при малых объёмах закачки и отбора, когда ПХГ используется для сглаживания, допустим, недельных колебаний потребления, периоды простоя сводят к чисто символическому минимуму.

Процесс эксплуатации газовой залежи в основном контролируется путем измерения двух параметров – давления в подземном газохранилище и объема отбора и закачки газа. А вот точек отбора этих данных бывает много, до сотни эксплуатационных и контрольных скважин. Появление газа в контрольной скважине при закачке означает что хранилище заполнено до этого места. Появление воды в эксплуатационной скважине при отборе - что эту скважину уже пора закрывать, потому что вода поднялась до самой трубы.

А вообще, регулирование отбора и закачки на ПХГ этого типа - чистое шаманство, в которое без многолетнего опыта работы на именно этом ПХГ нечего и соваться.

Хранилища эксплуатируются при более напряженном режиме, чем природные залежи. Если на природных месторождении процессы происходят в основном монотонно, в течение нескольких месяцев отборы газа из залежей практически не изменяются, то в ПХГ они скоротечны. В течение нескольких дней отбор газа изменяется от максимального до нуля, а иногда сменяется и закачкой газа.

1. Граница газоводяного контакта

 

В подземном хранилище газа всю область течения газа и жидкости делят на две зоны: зону, в которой подвижен только газ, и зону, в которой движется только вода. Поверхность, разделяющая эти две зоны, называется фронтом вытеснения газа и воды или границей газоводяного контакта (ГВК).

То, как движется эта граница как по площади, так и по вертикали определяется многими факторами: фильтрационными свойствами и геометрией пласта, степенью неоднородности пласта, темпами нагнетания газа и т.д. От этого зависят технологические показатели хранилища. И практика показывает, что из-за разного рода неравномерностей заполнение происходит не строго вертикально, а контур ГВК имеет довольно сложную форму. Основная работа операторов ПХГ - добиться чтобы ГВК и при закачке, и при отборе двигался равномерно, без разрывов, по всех площади залежи. Но до сих пор не найдено абсолютно надёжных и в то же время экономичных способов проконтролировать этот процесс! Из-за того, что контур ГВК определяется условно, на глазок, случаются ошибки в оценке запасов газа, и даже переток газа (уход газа за замок ловушки).

Чтобы этого не случилось, операторы страхуются, стараются оставить себе хороший запас свободного места.

 

2. Активный и буферный газ

 

ПХГ в водонасыщенных пластах имеют два параметра, характерных только для этого типа хранилищ: активный и буферный газ

Общий объем газа в подземном хранилище делится на две части: активный (рабочий) и буферный (остаточный). Активный газ – объем газа, ежегодно закачиваемый и отбираемый из подземного хранилища. То есть то, что можно продать потребителю. В течение нескольких лет по окончании периода создания его количество в хранилище можно считать постоянным.

Буферный газ – объем газа, постоянно находящийся в ПХГ во время его эксплуатации, то есть, тот газ, который поддерживает существование газового "пузыря".

Буферный газ нужен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, соблюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления. Ещё буферный газ нужен для уменьшения продвижения воды в хранилище, увеличения дебитов скважин и уменьшения степени сжатия на компрессорных станциях при начале следующей закачки. Чем больше объем буферного газа - тем больше давление в хранилище в конце откачки и дебит отдельных скважин, тем меньше нужно скважин для отбора газа из хранилища. Как правило, объем буферного газа в ПХГ составляет от 60 до 140 % активного газа (это не опечатка).

Объем буферного газа в подземном хранилище зависит не только от глубины залегания ловушки и её размеров, но и от множества других параметров, поэтому невозможно узнать его заранее. Да и измерить по результатам эксплуатации можно тоже с большой погрешностью: никогда не известно сколько газа реально улетучилось из ПХГ через всякого рода нарушения в кровле. В результате формула "закачали минус откачали" даёт приближённый результат. Тем не менее, между объемами активного и буферного газа, объемом хранилища, начальным пластовым давлением и давлением нагнетания газа существует прямая зависимость, так что вычислить буферный объём получается с точностью, достаточной для нормальной работы ПХГ (но не для тех, кто торгует газом). Соотношение между количеством активного и буферного газа - один из важнейших показателей, характеризующих подземное хранилище газа, оно зависит от многих причин и к тому же ежегодно немного, но изменяется.

Разумеется, можно выкачать из пласта весь буферный газ. Но тогда на следующий цикл придётся начинать заново всю многолетнюю процедуру наращивания объёма хранилища.

 

3. Утечки газа из ПХГ

 

При создании и эксплуатации ПХГ всегда имеется утечка части хранимого газа. Кроме прямых экономических потерь, это крайне раздражает экологов, которые считают утечки газа одним самым вредным из воздействий ПХГ на окружающую среду.

Размеры утечек зависят от геолого-физических условий объекта ПХГ, динамических условий эксплуатации, технического состояния скважин и многого другого. Отсюда, причины, вызывающие нарушение герметичности хранилища, делят на геологические, технические и технологические. К первым можно отнести наличие тектонических разломов, неоднородность покрышки хранилища (например, включение линз песка в глиняном слое), особенности подземной гидродинамики и геохимии (например, растворение газа в подземных водах и миграция газа по пластам пород и др.). На это персонал ПХГ никак повлиять не может.

Технические причины связаны в основном с состоянием скважин, (не герметичность колонных оголовков, дефекты эксплуатационных колонн и пр.). К технологическим причинам, вызывающим перетоки газа из хранилища, относят ошибки при оценке эффективности гидро- и газоупоров ловушки, рабочего объема хранилища и запасов газа, отклонения от технологического режима, и физико-химических процессов в самой залежи. Всё это может привести к переполнению хранилища и утечке газа. Устранение таких утечек - постоянная головная боль инженеров ПХГ.

При отборе газ выходит из земли под очень большим давлением. Чтобы подать его потребителю, нужно давление снизить, для этого его пропускают через редукторы, в которых газ расширяется и его давление падает Вспоминаем школьный курс физики… по тем же законам физики при расширении газ охлаждается, обычно так сильно, что трубы после редукторов покрываются инеем даже летом. И тут в игру вступает ещё один неприятный эффект. Из скважины мы получаем влажный газ! При охлаждении газа вода оседает внутри труб в виде снега и наледи. И была бы не такая большая беда, если бы этот снег просто засорял трубы. В природе устроено так, что лёд при замерзании начинает поглощать природный газ, причём в очень серьёзных количествах, образуется так называемый "кристаллогидрат". Вплоть до того, что газ выходит из скважины, и - никуда не приходит, весь поглощается растущей ледовой пробкой. Бороться с такой затычкой, если она уже возникла, очень долго, трудно и опасно, поэтому в трубы подливают антифриз. Обычно это - метиловый спирт, метанол, тот самый, от отравления которым человек слепнет и умирает. Спирт, попав на ледяную пробку, растворяет кристаллогидрат и освобождает газ. До потребителя этот спирт никак дойти не может, он весь улавливается установкой осушки газа и снова пускается в дело.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Строительство ПГХ на примере Мозырского газового хранилища

 

К настоящему времени на территории Мозырской соляной структуры пробурено более 31 скважин, вскрывших соленосные отложения фаменского яруса верхнего девона (верхняя соленосная толща), которые являются объектом сооружения подземных резервуаров. Глубина залегания кровли соли в пределах структуры 531-961 м, вскрытая мощность солей составляет 128-331 м. Полностью разрез соляной толщи ни одной скважиной не пройден.

По данным, полученным при бурении скважин непосредственно на площадке подземного хранилища под строительство подземных резервуаров, вскрытая часть соляного массива фаменского яруса (верхняя соленосная толща) характеризуется сложным строением: состоит из чередующихся пластов соли мощностью не более 90 м с прослоями нерастворимых пород карбонатно-глинисто-ангидритового состава мощностью 1-10 м. Пласты соли и несоляных пород залегают с крутыми углами, в силу этого видимая мощность пластов и прослоев завышена.

В целом пласты соли представлены галитом разнозернистым, чаще белого и светло-серого цвета за счет неравномерного распределения нерастворимых включений, тонких (до 1,5 см) сезонных деформированных прослоев и фрагментов карбонатно-глинистого состава, которые залегают под углом 70-800 к оси керна; в разрезах скважин преобладают средне и крупнозернистые разности, до гиганто кристаллических. Соль в основном плотная, встречаются отдельные интервалы слабой каменной соли, извлекаемой на поверхность в виде соляной крошки.

В строении соляного купола участвуют нерастворимые породы в виде прослоек, линз, обломков различных по мощности и размерам. По керновому материалу видны тектонические нарушения прослоек малой мощности, до 2-х см, отмечены как складчатые нарушения, так и разрывные. На многих образцах видны сложные складки прослоек ангидрита и карбонатно-глинистого материала как с нарушением, так и без нарушения сплошности. Признаки надвига, скалывания зафиксированы во многих скважинах. Это зеркала скольжения с углом падения 50-60°, брекчии трения, где цементирующим материалом является каменная соль красновато-оранжевого цвета волокнистой текстуры. Деформации растяжения отмечены в прослойках ангидрита, известняка, залегающих под углом 40-60°.

Практически во всех скважинах наблюдаются угловые несогласия между солью и прослоями нерастворимых пород. Прослойки глинистого материала по мощности от нескольких миллиметров до 2-3 см часто разорваны и представляют цепочку разно ориентированных обломков. Такое состояние маломощных прослоек нерастворимого материала в соляном массиве позволяет оценить характер залегания прослоев мощностью от 0,5 до 5,0 м, которые установлены по геофизическим данным.

Вполне вероятно, что прослои мощностью до 50 м так же, как и маломощные, претерпевают деформации как пликативные, так и дизъюнктивные. Это предположение подтверждается наличием зеркал скольжения в керне несолевых пород относительно большой мощности и трещин, заполненных красноватой солью.

Пропластки надсолевых пород мощностью 2,5 м и более, по-видимому, также не имеют выдержанного простирания, смяты в складки, имеют разрывные нарушения. Это обстоятельство имеет очень важные последствия в части выбора интервалов для заложения подземных полостей и технологии ведения процесса подземного растворения.

Не исключено, что в интервалах, вскрывающих относительно чистую соляную залежь, могут располагаться в нескольких метрах от ствола скважины пропластки несоляных пород. В то же время пропластки несоляных пород, вскрытые скважинами, разбиты на блоки, трещины, пространство между которыми заполнены солью. Все это может привести к тому, что интервалы, представленные относительно чистой солью окажутся неблагоприятными для сооружения подземных резервуаров, а интервалы с пропластками несолевых пород могут оказаться более благоприятными для этих целей.

Отмеченные выше закономерности в строении соляной залежи, по-видимому, присущи всем соляным куполам Припятского прогиба и Днепрово-Донецкой впадины (ДДВ).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Технология работ по созданию подземного хранилища

 

Строительство подземных хранилищ углеводородов в каменной соли началось в 50-е годы. В подземных резервуарах могут храниться как жидкие, так и газообразные углеводородные продукты - природный газ, нефть, этилен, пропилен и др. В настоящее время в разных странах мира построены и эксплуатируются подземные резервуары в каменной соли суммарным геометрическим объемом более 500 млн.м3. Они используются для различных целей, в том числе для размещения запасов сырой нефти и светлых нефтепродуктов, в качестве товарно-сырьевых баз для нефтехимического и химического производства (ПХ), для создания пиковых и аварийных хранилищ природного газа (ПХГ).

В настоящее время, на территории Республики Беларусь, Мозырское ПХГ является единственным хранилищем природного газа в соленосных отложениях.

Работы по созданию Мозырского ПХГ начаты в 2006 году с выходом на проектную мощность в 1,0 млрд.м3 в 2020 году. ПХГ создается с использованием существующих каверн бывшего хранилища светлых нефтепродуктов и отработанных горных выработок ОАО "Мозырьсоль". В 2009 году первая очередь Мозырского ПХГ введена в опытную эксплуатацию. В 2010 году на хранилище достигнута пиковая суточная производительность 8 млн.м3.