Исследование динамики влагосодержания газа и обоснование технологических режимов эксплуатации подземных газохранилищ в солевых отложениях

Актуальность работы.

В топливно-энергетическом комплексе России доля природного газа в производстве первичных энергоресурсов составляет около 50%. При этом неравномерный характер потребления газа в условиях Российской Федерации объективно обусловлен географической разобщенностью районов добычи, переработки и использования газа, совпадением по времени максимального спроса на топливо и на электрои теплоэнергию, увеличением гарантированных экспортных поставок газа, моральным и физическим старением существующих газопроводов.

В 2002 г. объем сезонной неравномерности газопотребления в РФ составил более 16% (объем неравномерности экспортных поставок -5,5%). При этом величина максимального суточного потребления превысила величину минимального в 3,1 раза, а максимальные зимние суточные поставки газа на экспорт превысили минимальные летние в 1,67 раза [7].

Надежность поставок газа потребителям обеспечивается благодаря созданной Единой Системе Газоснабжения страны, которая связывает в единый технологический комплекс добычу, транспортировку, подземное хранение и переработку газа. Протяженность магистральных газопроводов и отводов в РФ составляет 154,9 тыс. км. В настоящее время эксплуатируется 23 подземных хранилища газа (ПХГ) с объемом активного газа 61,7 млрд. м3 и средней суточной производительностью в самые холодные зимние месяцы до 455 млн. м3 [7].

Начавшийся процесс формирования газового рынка в России требует дальнейшего увеличения не столько активной емкости ПХГ, сколько гибкости поставок газа [62, 75]. В частности, необходимо увеличить суточную производительность ПХГ. В связи с этим в ОАО «Газпром» разработана программа развития ПХГ, которой предусмотрено к сезону отбора 2005/2006 гг. довести среднюю суточную производительность до 550 млн. м3, а в сезоне отбора 2007/2008 гг. до 700 млн. м3 [7]. Обеспечение таких объемов суточной производительности из существующих ПХГ, созданных в пористых структурах, не представляется возможным даже при их реконструкции и расширении. Это объясняется тем, что в хранилищах газа в пористых структурах дебит отбора из единичной скважины в основном составляет 250 300 тыс. м3/сут. В перспективе с использованием новых технологий возможно создание скважин с производительностью до 1 млн. м /сут [2]. Проблему обеспечения высоких суточных производительностей можно решить созданием ПХГ в отложениях каменной соли. Максимальный отбор газа из скважин таких ПХГ может составлять до 12 млн. м3/сут, что на несколько порядков превышает темпы отбора из ПХГ в пористых структурах. Особенно это важно в промышленно развитых районах для покрытия кратковременной пиковой неравномерности газопотребления и обеспечения надежности эксплуатации газопроводов. Не случайно, что в последнее время в мировой практике отмечается общая тенденция к преимущественному развитию подземных хранилищ газа в солевых отложениях.

Прогноз динамики газопотребления в Российской Федерации показывает, что в период до 2015;20гг. по большинству экономических районов (особенно по Центральному и Северо-Западному) будет иметь место дефицит суточного газопотребления, который может быть покрыт за счет строительства в различных регионах России 8 ПХГ в солевых отложениях с суммарной производительностью 345 млн. м3/сут. В настоящее время на стадии строительства находятся Волгоградское и Калининградское ПХГ. Суммарная производительность этих ПХГ, после завершения строительства, составит 100 млн. м3/сут. На стадии проектирования находится Березниковское ПХГ, предназначенное для регулирования сезонной неравномерности газопотребления крупнейшего Березниковско-Соликамского промышленного узла. По трассе газопровода Ямал-Европа намечается строительство Сереговского и Смоленского ПХГ, которые повысят надежность эксплуатации данного газопровода и покроют пиковую неравномерность газопотребления прилегающих к ПХГ районов. В центральном промышленно-экономическом районе России планируется строительство Серпуховского ПХГ. Так же в этом районе расположен Новомосковский рассолопромысел, который имеет более десяти отработанных подземных емкостей, пригодных для хранения природного газа. В настоящее время на этом объекте проводятся научно-исследовательские, опытно-конструкторские и проектные работы по созданию ПХГ на базе отработанных емкостей.

В связи с развитием строительства хранилищ такого типа возникает объективная необходимость разработки более совершенных технологий их эксплуатации.

Однако до сих пор ряд вопросов, касающихся конструктивных и эксплуатационных параметров подземных резервуаров, являющихся основным элементом ПХГ, создаваемых в солевых отложениях, не до конца исследован. В частности, не изучен механизм изменения содержания влаги в природном газе в процессе эксплуатации ПХГ. Как известно, повышенное влагосодержание газа приводит к ухудшению его товарных свойств, возможности образования гидратов и коррозии трубопроводов. Отсутствуют исследования по изменению количества влаги в газе в зависимости от геометрических размеров выработки-емкости, количества остаточного рассола в ней, термобарических условий и продолжительности хранения газа, производительности закачки и отбора газа. В связи с этим исключительную актуальность приобретает изучение и обоснование режимов эксплуатации подземного хранилища газа, влияющих на влагосодержание газа в подземном резервуаре, созданном в солевых отложениях, с целью минимизации содержания влаги в природном газе при его отборе. Определяющими факторами в решении этой задачи являются количественное определение влагосодержания природного газа и определение возможности его минимизации при отборе газа из хранилища.

Цель работы.

Исследование и научное обоснование конструктивных и эксплуатационных параметров подземного хранилища газа в солевых отложениях, определяющих величину влагосодержания хранимого газа, и разработка на этой основе рекомендаций по обеспечению минимального влагосодержания отбираемого газа из хранилища.

Основные задачи работы.

1. Исследование процесса теплои массообмена, происходящего в подземном резервуаре, и создание физико-математической модели процесса его эксплуатации.

2. Исследование влияния геометрических размеров и формы подземного резервуара на изменение влагосодержания хранимого природного газа.

3. Исследование изменения влагосодержания природного газа в подземном резервуаре в зависимости от эксплуатационных параметров ПХГ.

Научная новизна работы.

Создана физико-математическая модель эксплуатации подземного резервуара, сооруженного в солевых отложениях, и разработано программное обеспечение, позволяющее моделировать процесс изменения влагосодержания природного газа при эксплуатации такого резервуара.

Исследован механизм изменения влагосодержания хранимого природного газа в подземном резервуаре при закачке, хранении и отборе природного газа. Определены конструктивные и эксплуатационные параметры, оказывающие наибольшее влияние на величину влагосодержания газа при эксплуатации данного типа хранилищ газа.

Получены номограммы по определению влагосодержания газа в подземном резервуаре при его закачке и хранении в зависимости от геометрического размера резервуара, продолжительности закачки и хранения, а также температуры и давления хранимого газа.

— Даны рекомендации по конструктивным параметрам и режимам эксплуатации газового хранилища, позволяющие обеспечить минимальное содержание влаги в отбираемом из подземного резервуара природном газе.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались с использованием численных методов математического моделирования, а также результатов расчетов, проведенных на модельных, существующих и проектируемых резервуарах.

Практическая значимость.

На основании проведенных исследований изучены процессы изменения влагосодержания газа при эксплуатации ПХГ в солевых отложениях. Разработаны рекомендации по эксплуатации подземного резервуара хранилища газа в зависимости от его геометрических параметров, термобарических условий содержания газа, количества остаточного рассола, продолжительности хранения и производительности закачки и отбора газа, позволяющие осуществлять научно-обоснованную эксплуатацию ПХГ с обеспечением минимального содержания влаги в газе, подаваемом потребителю.

Защищаемые положения.

Физико-математическая модель процесса изменения влагосодержания газа при эксплуатации ПХГ.

Методика определения влагосодержания природного газа при эксплуатации подземных резервуаров в составе ПХГ, созданных в отложениях каменной соли, в зависимости от их геометрических размеров, термобарических условий эксплуатации, продолжительности процессов закачки, хранения и отбора газа.

Рекомендации по конструктивным и эксплуатационным параметрам подземных резервуаров, обеспечивающим минимальное содержание влаги в отбираемом из хранилища газе.

Реализация выводов и рекомендации работы.

Рекомендации, полученные в результате проведенных исследований, реализованы при составлении технологического регламента эксплуатации Ереванского ПХГ и разработке технических решений проектов Волгоградского и Калининградского ПХГ.

Апробация результатов работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУНГ, г. Москва, 2003) — «Проблемы современного развития топливной промышленности России» (РГУНГ, г. Москва, 2003) — международной конференции «ВНИИГАЗ на рубеже веков — наука о газе и газовые технологии», секция «Подземное хранение газа» (ВНИИГаз, г. Москва, 2003) — научном симпозиуме «Неделя горняка — 2004» (МГГУ, г. Москва, 2004), на научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, на научных семинарах ООО «Подземгазпром».

По теме диссертации Чебаненко Г. В. (девичья фамилия Качурова) опубликовано 9 работ, 5 из них в материалах научных конференций.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 88 наименований, приложений. Диссертация изложена на 167 страницах, включая 85 рисунков и 5 таблиц.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

На основании полученных данных для расчетных, существующих и проектируемых резервуаров сделаны следующие выводы:

1. Ряд исследованных параметров оказывает одинаковое влияние на абсолютную влажность газа вне зависимости от этапа эксплуатации (закачка, хранение, отбор):

1.1. Абсолютная влажность газа, независимо от геометрического объема подземного резервуара, всегда уменьшается при уменьшении зеркала остаточного рассола.

1.2. Температура окружающего соляного массива оказывает значительное влияние на влажность газа в процессе его закачки, хранения и отбора. Чем больше температура окружающего соляного массива, тем больше абсолютная влажность газа в резервуаре.

2. В то же время остальные исследованные параметры оказывают различное действие на значение абсолютной влажности, а именно:

2.1. Процесс закачки газа в резервуаре всегда приводит к уменьшению абсолютной влажности газа в резервуаре. На величину абсолютной влажности при закачке газа в резервуар оказывают следующие параметры:

2.1.1. Геометрический объем резервуара. Газ, закачанный в резервуар с большим геометрическим объемом, имеет меньшую абсолютную влажность.

2.1.2. Давление в резервуаре. Большее значение давления в резервуаре приводит к уменьшению влагосодержания в хранимом газе.

2.1.3. Производительность закачки. Высокая производительность закачки приводит к увеличению абсолютной влажности газа в резервуаре, хотя увеличение абсолютной влажности газа при повышении производительности закачки с 0,5 млн. м3/сут до 3 млн. м3/сут незначительно. 2.1.4. Температура закачиваемого газа практически не влияет на абсолютную влажность газа в резервуаре.

2.2. Этап хранения газа над поверхностью зеркала остаточного рассола в резервуаре увеличивает влажность газа в большей или меньшей степени. На величину абсолютной влажности при хранении газа в резервуаре оказывают следующие параметры:

2.2.1. Геометрический объем резервуара. Газ, хранимый в резервуаре с большим геометрическим объемом, имеет меньшую абсолютную влажность.

2.2.2. Давление хранимого газа. Высокое давление хранимого газа способствует снижению влагосодержания газа.

2.2.3. Буферное давление в подземном резервуаре. Хранение газа под буферным давлением создает повышенную его влажность, которая оказывает влияние на влажность газа при его закачке.

2.2.4. Относительная влажность в подземном резервуаре на конец хранения не превышает 75%.

2.3. Процесс отбора газа из подземного резервуара приводит к уменьшению абсолютной влажности газа. На величину абсолютной влажности при отборе газа в резервуаре оказывают следующие параметры:

2.3.1. При отборе газа из резервуара с большим геометрическим объемом значение абсолютной влажности в конце этапа отбора больше. Зависимость абсолютной влажности газа от объема оказывается более значительной, чем при закачке.

2.3.2. Давление в подземном резервуаре на конец этапа отбора. Чем больше давление в резервуаре остается в конце отбора, тем меньше абсолютная влажность газа в резервуаре.

2.3.3. Высокая производительность отбора может приводить к снижению абсолютной влажности в резервуаре. При отборе газа с высокой производительностью происходит снижение влагосодержания газа за счет достижения относительной влажности газа 100% и выпадения воды на поверхность рассола. При отборе газа с небольшой производительностью, не приводящей к 100% насыщению газа, влага, содержащаяся в газе, выносится вместе с ним.

3. Получена расчетная зависимость точки росы газа в резервуаре в процессе хранения от начальных значений точки росы, давления, температуры в резервуаре, геометрического объема резервуара, площади поверхности остаточного рассола и времени. Погрешность значения точки росы газа, полученной по формуле, от значения точки росы, определенного с помощью программы, составляет около 10%.

4. Режимы эксплуатации, позволяющие получать минимальное влагосодержание газа в резервуаре, для каждого резервуара индивидуальны и должны просчитываться отдельно.

5. Наиболее благоприятным с точки зрения снижения влагосодержания газа является проектируемое Калининградское ПХГ. Геометрический объем.

1 Л.

400 тыс. м и площадь зеркала остаточного рассола 12,5 м приводят к тому, что с каждым циклом эксплуатации абсолютная влажность газа в резервуаре уменьшается.

Заключение

.

В диссертационной работе решена актуальная научная задача по обоснованию эксплуатационных параметров ПХГ, определяющих влагосодержание хранимого газа. Задача решалась путем исследования изменения влажности природного газа при эксплуатации подземного резервуара, созданного в отложениях каменной соли методом растворения через буровые скважины и входящего в состав ПХГ.

Основные научные выводы, практические результаты и рекомендации заключаются в следующем.

1. Результатом анализа существующих теоретических и экспериментальных работ по исследованию влагосодержания природного газа при эксплуатации подземного резервуара, созданного в отложениях каменной соли методом растворения через буровые скважины, стали выводы о том, что влагосодержание природного газа зависит от конструктивных параметров резервуара, технологии его строительства и эксплуатационных параметров.

2. На основе разработанной физико-математической модели, описывающей динамику изменения количества влаги в газе, при эксплуатации подземного резервуара, с учетом теплообмена хранимого газа и остаточного строительного рассола с окружающим соляным массивом и программного комплекса «VLAGA» выявлен и сформирован перечень основных конструктивных, строительно-технологических и эксплуатационных параметров, определяющих влагосодержание хранимого газа во всех трех режимах работы ПХГ.

3. В результате проведенных многочисленных расчетов процесса эксплуатации модельных резервуаров с использованием разработанной модели и программного комплекса установлено качественное и количественное влияние на влагосодержание хранимого газа температуры, окружающего резервуар соляного массива, формы и геометрического размера резервуара, площади поверхности остаточного рассола, термобарических условий процесса хранения газа, интенсивности отбора газа из резервуара.

4. На основе обобщения полученных результатов исследования сформированы рекомендации, обеспечивающие эффективную эксплуатацию ПХГ, созданного в отложениях каменной соли.

I. На стадии проектирования и строительства подземного резервуара:

• при равных геологических, технологических и эксплуатационных условиях перспективных площадок строительства ПХГ, сооружение хранилища нужно осуществлять на той площадке, где температура окружающего соляного массива пород ниже;

• строить подземные резервуары максимально возможного геометрического объема, который позволяет мощность соляного пласта;

• дно резервуара проектировать и строить в виде опрокинутого конуса с целью уменьшения площади зеркала остаточного строительного рассола;

• при первом заполнении подземного резервуара хранимым газом, осуществить отбор максимально возможного количества остаточного строительного рассола;

• после первоначального заполнения подземного резервуара газом необходимо извлекать из скважины центральную подвесную рассолоподъемную колонну, а дальнейшую эксплуатацию (закачка и отбор газа) осуществить по внешней подвесной колонне большого диаметра.

II. На стадии эксплуатации подземного резервуара:

• уменьшить время хранения газа при низких давлениях;

• отбор газа из единичного резервуара осуществлять с максимально возможной производительностью, ограничением которой может являться только температура газа на уровне башмака основной обсадной колонны. Она должна быть не ниже 0 °C.

5. Рекомендации, полученные в результате проведенных исследований, реализованы при составлении технологического регламента эксплуатации Ереванского ПХГ и разработке технических решений проектов Волгоградского и Калининградского ПХГ.