Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние изученности процесса изменения влагосодержания газа при эксплуатации пхг в солевых отложениях 10
2. Моделирование процесса изменения влагосодержания природного газа при эксплуатации подземного резервуара 22
2.1. Расчетные уравнения, описывающие тепло- и массообмен, происходящий в процессе эксплуатации подземной выработки-емкости 23
2.2. Расчетные уравнения, описывающие тепло- и массообмен в скважине,. 37
2.3. Влагосодержание газа, находящегося в равновесном состоянии при контакте с открытой поверхностью пресной воды и рассола 42
3. Методика и алгоритмы численного расчета 46
3.1. Выбор толщины и определение температуры в возмущенном слое породы каменной соли вокруг выработки-емкости . 47
3.2. Расчет режимов течения газа в скважине. 51
3.3. Определение параметров в подземном резервуаре 62
4. Исследование влагосодержания природного газа в процессе эксплуатации газового хранилища, сооруженного в каменной соли 70
4.1. Исследование влагосодержания природного газа в процессе его закачки в подземный резервуар 70
4.2. Исследование влагосодержания природного газа в процессе его хранения в подземном резервуаре 83
4.3. Исследование влагосодержания природного газа в процессе его отбора из подземного резервуара 91
4.4. Расчет режимов эксплуатации существующих и проектных ПХГ. 104
Заключение 129
Литература 132
Приложение 1 136
- Расчетные уравнения, описывающие тепло- и массообмен, происходящий в процессе эксплуатации подземной выработки-емкости
- Выбор толщины и определение температуры в возмущенном слое породы каменной соли вокруг выработки-емкости
- Определение параметров в подземном резервуаре
- Исследование влагосодержания природного газа в процессе его хранения в подземном резервуаре
Введение к работе
Актуальность работы
В России надежность поставок газа потребителям обеспечивается благодаря созданной Единой Системе Газоснабжения страны, которая связывает в единый технологический комплекс добычу, транспортировку, хранение и переработку газа и включает в себя подземные хранилища газа (ПХГ).
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 электро- и теплоэнергию, увеличением гарантированных экспортных поставок газа, моральным и физическим старением существующих газопроводов.
Начавшийся процесс формирования газового рынка в России требует дальнейшего увеличения не столько активной емкости ПХГ, сколько гибкости поставок газа. В частности, необходимо увеличить суточную производительность ПХГ по отбору газа. ОАО «Газпром» разработана программа развития ПХГ, которой предусмотрено к сезону отбора 2007/2008 гг. довести среднюю суточную производительность отбора газа до 700 млн. м3. Особенно это важно в промышленно развитых районах для покрытия кратковременной пиковой неравномерности газопотребления и обеспечения надежности эксплуатации газопроводов. Отбор таких объемов из существующих ПХГ, созданных в пористых структурах, не представляется возможным вследствие технологических ограничений. Поэтому не случайно, что в последнее время в мировой практике отмечается общая тенденция к преимущественному развитию подземных хранилищ газа в солевых отложениях.
В связи с развитием строительства хранилищ такого типа возникает объективная необходимость разработки и обоснования проектных и эксплуатационных
М»С. МАЦНОНДЛЬНАІ і БИБЛИОТЕКА
параметров создания подземных резервуаров, сооруженных в отложениях каменной соли.
Однако до сих пор ряд вопросов, касающихся конструктивных параметров и эксплуатации подземных резервуаров, находящихся в составе 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. В связи с этим исключительную актуальность приобретает изучение и обоснование конструктивных и эксплуатационных параметров подземного хранилища газа, влияющих на влагосодержание газа в подземном резервуаре, с целью минимизации содержания влаги в природном газе при его отборе.
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
-
Исследование процесса тепло- и массообмена, происходящего в подземном резервуаре, и создание физико-математической модели процесса его эксплуатации.
-
Исследование влияния геометрических размеров и формы подземного резервуара на изменение влагосодержания хранимого природного газа.
-
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 ГГХГ 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 газоконденсатних 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, S из них в материалах научных конференций.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Казаряну В.А., зав. кафедрой д.т.н., проф. Басниеву К.С., а также сотрудникам ООО «Подземгазпром» к.ф.-м.н. Щербаку СБ., к.т.н. Богданову Ю.М., к.ф.-м.н. Игошину А.И. и Борисову В.В. за помощь и поддержку при выполнении диссертационной работы.
Структура н объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из од наименований. Диссертация изложена на
/67
страницах,
включая рисунков и таблиц.
Расчетные уравнения, описывающие тепло- и массообмен, происходящий в процессе эксплуатации подземной выработки-емкости
При первоначальном заполнении подземного резервуара хранимым продуктом не удается полностью удалить остаточный рассол из выработки-емкости. Часть рассола, находящегося ниже башмака рассолоподъемной колонны, остается в выработке [56] (рис. 2.1). Кроме этого, боковые неровные поверхности выработки-емкости остаются влажными. Поэтому в процессе хранения газа в подземных резервуарах, сооруженных в отложениях каменной соли [15, 16, 25, 49, 74, 86], за счет теплообмена между газом и окружающим резервуар массивом, особенно в первые годы эксплуатации, происходит испарение остаточного рассола, приводящее к увеличению влагосодержания хранимого газа. Влага также может поступать в выработку-емкость через скважину вместе с закачиваемым для хранения газом. На этапе отбора газа из подземного резервуара через скважину происходит вынос влаги вместе с отбираемым газом [26, 37, 38, 39, 66]. Закачка, хранение и отбор газа происходит циклически с переменными параметрами и периодами. В настоящей работе изучена динамика влагосодержания газа над поверхностью остаточного рассола при эксплуатации подземного резервуара. Увлажнение хранимого газа от стенок выработки-емкости не рассматривается. На рис. 2.1 «а» и «б» даны схематические изображения подземных резервуаров заполненных природным газом и остаточным рассолом.
Как показано на рис. 2.1, подземный резервуар может эксплуатироваться при наличии центральной подвесной колонны «а» (как, например, ПХГ г. Абовян) и с ее извлечением из подземного резервуара «б».
За рубежом распространена эксплуатация подземного резервуара без центральной подвесной колонны. Одним из основных недостатков варианта «а» является дополнительное сопротивление, создаваемое центральной подвесной колонной при закачке и отборе газа, а также возможность образования гидратов при отборе газа.
В работе представлена модель динамики изменения влаги в подземном резервуаре при его эксплуатации. Моделирование основано на совместном решении уравнений, описывающих динамику процесса изменения влагосодержания в скважине, объеме резервуара, заполненном хранимым газом и рассолом, массиве каменной соли, то есть решается сопряженная задача тепло- массообмена [28,30,31]. Исходные уравнения для описания геометрических параметров подземного резервуара. Подземная выработка-емкость сообщается с поверхностью земли скважиной длиной А. Скважина имеет площадь поперечного сечения Sw. Температура в массиве пород вдали от скважины меняется по глубине от значения Та на устье скважины до величины Tz на отметке башмака эксплуатационной колонны.
Известны объем и форма выработки-емкости S = S(z), где S — площадь горизонтального сечения емкости, z — вертикальная координата, отсчитываемая от поверхности Земли. Координаты z-h и z = Н соответствуют потолочине и дну резервуара. Объем выработки-емкости V между двумя горизонтальными сечениями на высотах z, и z2 определяется по формуле
В работе рассмотрены процессы тепло- и массобмена, происходящие в выработке-емкости. Схемы этих процессов приводятся на рис. 2.2, 2.3. При эксплуатации выработки-емкости влага вместе с газом может поступать через скважину и отводиться по ней; происходит испарение воды с поверхности рассола и обратная ее конденсация; также происходит растворение соли при недонасыщении рассола и ее выпадение в случае перенасыщения рассола (рис. 2,2). Энергия в объеме, занимаемом хранимым газом, меняется при работе скважины и тепловом взаимодействии газа с прилегающим соляным массивом и рассолом (рис. 2.3). Изменение тепловой энергии рассола определяется взаимодействием с хранимым продуктом, соляным массивом и осадком соли.
Процесс массообмена между находящимися в газе водяными парами и поверхностью резервуара в настоящей работе не рассматривался. Дно резервуара покрыто остаточным рассолом, поверхность которого находится на высоте zt. Рассол считается насыщенным. При испарении воды с поверхности рассола образующаяся кристаллическая соль оседает на дно резервуара.
Выбор толщины и определение температуры в возмущенном слое породы каменной соли вокруг выработки-емкости
При одинаковых термодинамических условиях влагосодержание природного газа, находящегося в контакте с чистой водой, больше, чем при контакте с рассолом. Чем больше концентрация соли в рассоле, тем меньше влагосодержание природного газа. Над поверхностью рассола влагосодержание меньше, чем над поверхностью чистой воды. В литературе имеются данные влияния солености воды на влагосодержание [24, 55, 76, 82]. Для насыщенного рассола (концентрация соли 317 г/л) коэффициент Сс имеет значение, близкое к 0,75, которое и принято в настоящей работе. Переход от влагосодержания к плотности паров воды по определению проводится по формуле Ps, где pst - плотность газа данного состава без влаги при стандартных условиях (Рм =0.101325 МПа, Г, =293.15 К). Для подготовки природного газа и его транспортировки важной количественной характеристикой влагосодержания является «точка росы». По определению, это такая температура, при которой содержащиеся в газе пары воды становятся насыщенными при известном давлении газа. Далее понятие «точка росы» будет использоваться с ориентацией на процесс транспортировки газа, т.е. на давление 4 МПа. 1. Разработана физико-математическая модель, описывающая динамику изменения количества влаги в подземном резервуаре при его эксплуатации. 2. Для описания параметров хранимого газа и рассола используются осредненные величины по занимаемым ими объемам. Исходные уравнения представляют собой нестационарные балансы масс хранимого газа, водяных паров и энергии для газовой фазы и балансы массы воды и энергии для рассола. Для газовой фазы используется уравнение состояния реального газа. Учитывается теплообмен хранимого газа и рассола с окружающим соляным массивом. Термодинамически равновесная плотность водяного пара (влагосо держание) рассчитывается по формуле, полученной путем аппроксимации экспериментальных данных. Для расчета расходных характеристик скважины использовались алгебраические соотношения, связывающие параметры газа на устье и забое скважины. 3. При расчете процессов на границе раздела фаз «хранимый газ- рассол» полагается, что температура поверхности раздела фаз совпадает с температурой начала конденсации влаги из газа в объеме резервуара (точка росы). С помощью критериальных соотношений по температурам газа и поверхности раздела фаз определяется соответствующий тепловой поток. Аналогично рассчитывается тепловой поток с поверхности раздела фаз в рассол. По соотношению тепловых потоков по обе стороны поверхности раздела фаз находится скорость испарения (конденсации) влаги из рассола. 4. В начальный момент времени заданы давление, температура и влажность газа; температура и объем рассола в выработке-емкости. Далее в последовательные моменты времени рассчитываются параметры газа, рассола, окружающего соляного массива.
Поставленная в главе 2 задача является сопряженной и требует совместного решения уравнений тепло- и массообмена в скважине, объемах резервуара, занятых хранимым продуктом и рассолом, окружающем соляном массиве. Связь решений в этих элементах подземного резервуара осуществлена через нелинейные граничные условия на поверхности раздела «рассол-газ», «резервуар-скважина», поверхности резервуара («газ - соляной массив», «рассол - соляной массив»). Эта задача решается численно. В настоящей главе изложены алгоритмы ее решения для указанных элементов подземного резервуара и между ними.
При работе с уравнением состояния реального газа Редлиха — Квонга были решены три типа задач: определение коэффициента сверхсжимаемости газа по известным значениям его давления и температуры; определение плотности газа по известным значениям давления и температуры; определение температуры газа по известным значениям давления и плотности. Все эти задачи сводятся к решению кубического уравнения [35]. Характерные значения параметров газа таковы, что это уравнение имеет единственный корень, который и выбирается в качестве решения.
Для нахождения температуры из уравнения (2.6) возникла задача решения нелинейного уравнения Е(т)=Е0 при известном значении Е0. Она
решена классическим итерационным алгоритмом ньютоновского типа. Начальное приближение Т выбрано из середины рабочего диапазона температур или какого-либо другого, например, известного ранее приближенного значения. Уравнение теплопроводности решалось в слое конечной толщины. Величина толщины возмущенного слоя выбрана из следующих соображений. При прогреве полубесконечного пространства тепловым потоком в течение времени Д характерная толщина d прогреваемой области определена по формуле где X - теплопроводность каменной соли; р - ее плотность; с- теплоемкость.
В нашем случае для выбора величины d в качестве ы взята сумма длительности всех этапов процесса эксплуатации выработки-емкости. На основании тестовых расчетов выбрано к =4. Для решения уравнения теплопроводности в массиве соли необходимо знать геометрические характеристики поверхности вокруг выработки-емкости, отстоящей от нее на некотором расстоянии. Для этого сначала построена форма рассматриваемой поверхности, а затем определены ее геометрические характеристики.
Определение параметров в подземном резервуаре
Самый продолжительный этап эксплуатации подземного резервуара — это хранение газа. Именно при хранении газ насыщается водой до максимальной величины. Это связано с испарением влаги с поверхности остаточного рассола. На конец этапа хранения газа значение абсолютной влажности оказывается больше, чем на конец закачки.
В расчетах исследовалось влияние различных параметров на абсолютную влажность хранимого газа в выработке-емкости в течение всего этапа хранения. Начальные условия хранения газа были приняты равными расчетным конечным данным при закачке газа с температурой 310 К и точкой росы -5 С в резервуар до достижения заданного давления (5, 10, 15 МПа).
Изменение абсолютной влажности газа в процессе его хранения в зависимости от величины отношения V/Sbr. Исследование влияния отношения «объем выработки-емкости к площади зеркала остаточного рассола» на абсолютную влажность при хранении газа проводилось на серии расчетов для резервуаров геометрическими объемами 50; 150; 400 тыс. м3 с диаметрами зеркала остаточного рассола 50, 25 и 12,5 м. Давление в резервуаре 10 МПа, температура соляного массива 303 К, продолжительность хранения составила 100 сут. Результаты расчетов показаны на рис. 4.12 и 4.13.
Рис. 4.12 демонстрирует зависимость значения абсолютной влажности газа от величины отношения V/Sbr при различных объемах резервуара. Изменение величины абсолютной влажности газа в конце периода хранения для каждого резервуара представлено тремя локальными точками, соединенными сплошными линиями. Каждая локальная точка соответствует вл аго содержанию газа при различных значениях поверхности остаточного рассола.
Аналогично с этапом закачки, при хранении газа с увеличением геометрического объема резервуара абсолютная влажность газа уменьшается. Наибольшее влияние V/S на абсолютную влажность газа в конце периода хранения наблюдается у резервуара, имеющего меньший геометрический объем. Изменение влажности газа для различных значений зеркала рассола для резервуара 50 тыс. м составляет около 0,046 кг/1000 м , в то время как для резервуара объемом 400 тыс. м3 около 0,017 кг/1000 м3. Рис. 4.13 показывает, что с уменьшением диаметра зеркала рассола абсолютная влажность газа уменьшается. При диаметре зеркала рассола 50 м изменение влажности газа составляет 0,043 кг/1000 м3, а при диаметре 12,5 м - около 0,014 кг/1000 м . Зависимость, показанная на рис. 4.13 аналогична зависимости на рис. 4.3. Так же как и при закачке, уменьшение диаметра зеркала рассола приводит к снижению влияния параметра V/Sbr В сравнении с процессом закачки влияние отношения V/Sbr на влажность газа на порядок выше. Диапазон изменения абсолютной влажности газа при хранении газа составляет около 0,060 кг/ЮООм3, а при закачке - около 0,016 кг/1000м3.
Изменение абсолютной влажности газа от температуры окружающей резервуар каменной соли и давления в конце закачки. Так же как и при закачке газа в резервуар (см. рис. 4.4), более высокая температура окружающего соляного массива приводит к увеличению количества влаги в газе. На рис. 4.14 показано влияние температуры соляного массива на абсолютную влажность газа при его хранении в резервуарах с геометрическими объемами 50; 150; 400 тыс. м3 и диаметром зеркала рассола 50 м в течение 100 суток под давлением 10 МПа. Как показано на рис. 4.14, значение влажности при хранении тем меньше, чем больше объем резервуара. Диапазон изменения конечной влажности газа для рассматриваемых температур достаточно велик и составляет около 420 г/1000м . Сравнивая рис. 4.4 и 4.14, можно заметить, что при хранении газа с увеличением температуры соляного массива значение абсолютной влажности возрастает более интенсивно, чем при закачке газа. Это связано с тем, что закачка газа ведется всего несколько дней, а хранение газа в данном случае составило 100 суток.
Абсолютное изменение влажности газа при хранении в течение 100 суток под давлением 10 МПа показано на рисунке 4.15.
Данный рисунок показывает увеличение темпов нарастания абсолютной влажности газа при увеличении температуры. Например, при температуре 293 К увеличение абсолютной влажности газа при его хранении в течение 100 суток составляет от 0,002 до 0,006 кг на 1000м3, а при температуре 313 К - от 0,036 до 0,12 кг на 1000м3 в зависимости от объема резервуара.
Известно, что большое влияние на абсолютную влажность газа в процессе закачки оказывает давление газа в подземном резервуаре. Для изучения влияния этого параметра на процесс хранения были проделаны расчеты по хранению газа продолжительное время до достижения максимальной влагонасыщенности в резервуаре геометрическим объемом 150 тыс. м3 для температур окружающего соляного массива 293, 303 и 313 К при давлениях 2, 5, 10, 15 МПа. Результаты представлены на рис. 4.16. Из графика, представленного на рис. 4.16, видно, что большее давление газа в резервуаре приводит к меньшим значениям абсолютной влажности и темпа ее увеличения. Увеличение давления в 2,5 раза (с 2 до 5 МПа) приводит к уменьшению абсолютной влажности более чем в 2 раза. С дальнейшим увеличением давления темпы изменения влажности меньше. Увеличение температуры на 20 градусов приводит к увеличению абсолютной влажности на 1,5 кг на 1000м для давления в 2 МПа и всего лишь к увеличению на 0,3 кг на 1000м3 для давления в 15 МПа. Прирост количества влаги при хранении в течение 100 суток во всех случаях составил более 250%.
Исследование влагосодержания природного газа в процессе его хранения в подземном резервуаре
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%. Режимы эксплуатации, позволяющие получать минимальное влагосодержание газа в резервуаре, для каждого резервуара индивидуальны и должны просчитываться отдельно. Наиболее благоприятным с точки зрения снижения влагосодержания газа является проектируемое Калининградское ПХГ. Геометрический объем 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. 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 0С. 5. Рекомендации, полученные в результате проведенных исследований, реализованы при составлении технологического регламента эксплуатации Ереванского ПХГ и разработке технических решений проектов Волгоградского и Калининградского ПХГ.
