Режим роботи газових покладів при експлуатації ПСГ

 

Під час експлуатації ПСГ, створених у природних та штучних (водоносні структури) газових покладах, виділяють два режими роботи: газовий та водонапірний.

Газовий режим, який характеризується незмінним положенням контура газоносності або незначним переміщенням його при циклічній експлуатації ПСГ, як правило, властивий покладам, розробка яких здійснювалась при газовому режимі або слабому прояві водо­напірного режиму. При газовому режимі можуть працювати також і деякі штучні поклади, створені у водоносних пластах.

Для характеристики режиму роботи газового покладу можна використати залежність зведеного середнього безрозмірного пластового тиску від кількості газу в ПСГ (де = і — відповідно пластовий і атмосферний тиски, МПа; і — пластова і стандартна температури, К; — коефіцієнт надстисливості газу при і ), Як видно з рис. 25.1, ця залежність для умов газового режиму є прямою лінією, яка проходить через початок координат. Котангенс кута нахилу прямої лінії до осі абсцис дорівнює величині газонасиченого порового об'єму ПСГ.

В умовах водонапірного режиму працює більшість штучних покладів, створених у водо­носних структурах, а також ПСГ, створені у газових покладах, розробка яких відбувалась при активному прояві пластових вод. Для умов водонапірного режиму графік залежності зведеного середнього безрозмірного пластового тиску від кількості газу в ПСГ має вигляд сплюснутого еліпса (рис.25.2). Під час закачування газу відбувається відтіснення пластової води і збільшення місткості покладу, що на графіку 25.2 характеризується випуклою лінією 1-2. При нейтральному періоді після сезону закачування за рахунок перепаду тиску між по­кладом і водонапірною системою відбувається подальше розширення газового покладу, яке супроводжується зменщенням тиску (лінія 2-3). Під час відбирання газу та нейтрального періоду перед закачуванням наявне обводнення покладу, що призводить до зменшення га­зонасиченого об'єму порового простору останнього до вихідної величини (лінії 3-4, 4-1). Поточне значення газонасиченого порового об'єму покладу на будь-який момент роботи ПСГ, без врахування защемлення газу водою, буде визначатися з формули

(25.1)

де — сумарний об'єм закачування (відбирання) газу за момент часу

 

Рис.25.1. Графік залежності зведеного Рис.25.2. Графік залежності зведеного пла-пластового тиску від кількості газу в стового тиску від кількості газу в ПСГ для

ПСГ для умов газового режиму умов водонапірного режиму

 

Особливості розрахунку технологічних параметрів циклічної експлуатації ПСГ. При розрахунку технологічних параметрів відбирання газу з ПСГ в умовах газового режиму ви­користовують ті ж рівняння, що і при визначенні показників розробки газового покладу.

Основні розрахункові формули для періоду закачування газу мають такий вигляд:

рівняння матеріального балансу

(25.2)

де — мінімальний середньозважений за об'ємом порового простору тиск в ПСГ у кінці періоду відбору газу; — сумарний об'єм газу, закачаного в ПСГ, на момент часу зведений до стандартних умов;

 

рівняння припливу газу до вибою свердловини

(25.3)

 

Для першої фази неусталеної фільтрації газу коефіцієнт фільтраційного опору А в рівнянні (25.3) залежить не тільки від середніх значень коефіцієнтів динамічної в'язкості і надстисливості газу , але є також функцією положення радіуса збуреної зони пласта , який визначається з формули

(25.4)

де х — коефіцієнт п'єзопровідності газового пласта.

Для другої фази неусталеної фільтрації газу.

Рівняння зв'язку вибійного тиску , тиску на головці свердловини і робочого дебіту газу

(25.5)

З рівнянь (25.3) і (25.5) одержані такі вирази для визначення робочого дебіту середньої свердловини при закачуванні газу:

(25.6)

або

(25.7)

 

При складанні технологічного проекту створення ПСГ виділяють два етапи відбирання газу з останнього.

Перший етап характеризується постійним відбиранням газу (як правило, протягом 90-120 діб) при постійній кількості свердловин. У цей період свердловини працюють в режимі постійного робочого дебіту = const, який встановлюється, виходячи з гранично допустимої пластової депресії в кінці етапу або мінімального робочого тиску на вході ДКС.

Кількість експлуатаційних свердловин визначається за формулою

(25.8)

де Q — заданий постійний відбір газу, тис.м³/добу; — середній робочий дебіт свердло­вини при гранично допустимій пластовій депресії в кінці етапу, тис.м³/добу.

Другий етап характеризується спадаючим відбором, який контролюється мінімальним робочим тиском на вході ДКС. Свердловини працюють на режимі постійного робочого тис­ку = const. При цьому робочий дебіт у часі постійно зменшується. Кількість свердловин постійна або зменшується за рахунок виводу з експлуатації тимчасово обводнених свердло­вин.

Розрахунок технологічних показників експлуатації ПСГ для газового режиму прово­диться в такій послідовності.

1. Задаються продуктивністю ПСГ на відбирання чи закачування газу і знаходять кількість газу в ПСГ на прогнозний момент часу.

2. Визначають поточний середній пластовий тиск в ПСГ:

 

3. Знаходять вибійний тиск і робочий дебіт середньої свердловини на момент часу при відбиранні газу — залежно від технологічного режиму експлуатації свердловин; при зака­чуванні газу — за тими ж методиками, в яких вибійний тиск і робочий дебіт середньої свер­дловини визначають за формулами (25.5)—(25.7).

4. Визначають робочий тиск у процесі відбирання чи закачування газу.

У випадку водонапірного режиму поточний середній пластовий тиск в ПСГ при відбиранні газу знаходять, виходячи з рівняння матеріального балансу для газового покладу при водонапірному режимі.

Схема облаштування ПСГ. Система облаштування газосховища містить в собі су­купність певним чином розміщених і з'єднаних між собою технічних засобів, необхідних для здійснення запроектованої технології створення та експлуатації ПСГ (1,4,6,8].

Система облаштування повинна забезпечувати:

підготовку газу під час його відбору з ПСГ згідно з існуючими вимогами. Зокрема, у газі повинні бути відсутні тверді домішки, газовий конденсат, точка роси по волозі повинна бути не більше-10 °С;

відсутність у газі під час його закачування механічних домішок, води, конденсату і ма­шинного масла;

замір кількості газу під час закачування та відбирання як для кожної свердловини зок­рема, так і всього об'єкта зберігання в цілому;

 

 

 

Рис.25.3. Принципова технологічна схема облаштування підземного сховища газу

 

 

заданий робочий тиск на вході та виході ДКС при мінімальних втратах тиску у промис­лових комунікаціях.

Принципова технологічна схема облаштування сховища зображена на рис.25.3.

У сезон закачування газ із газопроводу 1 надходить у породовловлювач 2, де очи­щується від механічних домішок, всади і конденсату, потім іде у компресорний цех 3. Після стиснення газ охолоджується в апараті 4, проходить очистку від машинного масла в мас-

 

ловіддільнику (фільтрах) 5 і надходить на замірний пункт 6. Після заміру газ по колектору 7 рухається на газорозподільний пункт 8, далі через шлейфи надходить до окремих сверд­ловин.

Під час відбирання зі сховища газ через газорозподільний пункт 8 надходить в систему очистки 10, де за допомогою газосепараторів відділяють рідкі та тверді домішки, далі йде в систему осушки 11. Осушений газ іде через замірний пункт до компресорного цеху 3, звідки після охолодження та очистки від машинного масла подасться у газопровід /.

Для заміру робочих дебітів і проведення дослідницьких робіт на окремих свердловинах під час закачування і відбирання газу служить установка 9, укомплектована замірним при­ладом і газосепаратором. Під час безкомпресорного закачування чи відбирання газ може по­даватися у сховище чи газопровід через обхідні колектори 12 або ІЗ. Осушка газу, як прави­ло, відбувається за допомогою дістиленгліколю. Для йото відмовлення служить система ре­генерації.

У випадку утворення кристалогідратів у стовбурі свердловини, шлейфах чи газороз-подільчому пункті застосовується метиловий спирт, який подається через спеціальні тру­бопроводи.

Компресорні цехи можуть бути укомплектовані поршневими або відцентровими агрега­тами. Із поршневих найбільш широко застосовуються компресори 10-ГКН або МК-8. Ве­ликі підземні сховища, як правило, укомплектовуються агрегатами типу Ц-6,3 і Ц-16, про­дуктивність яких становить відповідно 10 і 30 млн. м³/добу.

Залежно від конкретних промислово-геологічних умов схема облаштування сховища значною мірою може бути змінена. Так, при експлуатації ПСГ, створюваних у виснажених газоконденсатних і нафтових покладах, разом з газом може виноситись значна кількість рідких вуглеводнів '(конденсату). Для йото відділення никористоиують установки низько­температурної сепарації або масляної абсорбції.

 

Список літератури

 

1. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руковод­ство в 2-х томах. Том И/Под ред. Ю.П.Коротасва, Р.Д.Маргулова.- М.: Недра, 1984.- 288с.

2. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газокондепсатных мес­торождений. Учеб.пособис для вузов. - М.: Недра, 1989.- 334с.

3. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластои и скважин/ Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева.- М.: Недра, 1980.- 301с.

4. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа. - М.: Недра, 1981.- 248с.

5. Коротасв Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. -М.: Недра, 1984. -487с.

6. Лекыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносних пла­стах.- М.: Недра, 1970. - 208с.

. 7. Хсйм А.Л. Гидродинамический расчет подземных хранилищ газа. - М.: Недра, 1968. -316с.

8. Ширковский А.И.,Задора Г.И. Добыча и подземное хранение газа.- М.: Недра, 1974. -192с.

 

Глава 26