Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ существующих методов расчета режимов эксплуатации подземных хранилищ в каменной соли и постановка задач исследования . 11
1.1. Технологические схемы строительства, классификация и основные показатели подземных хранилищ в каменной соли 11
1.2. Применение и перспектива развития ПХГ в каменной соли за рубежом и в России. 22
1.3. Основные режимы эксплуатации ПХГ в каменной соли и определяющие их параметры 27
1.4. Существующие методы расчета.режимов эксплуатации ПХГ в каменной соли и реализующие их программные комплексы. 46
2. Разработка метода расчета режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли . 58
2.1. Постановка задачи расчета режимов отбора из ПХГ в каменной соли 59
2.2. Использование метода структурного моделирования для расчетов режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли. 65
2.3. Математические модели и алгоритмы расчета процессов при отборе газа из подземного хранилища в каменной соли 74
2.4. Примеры расчетов режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли. 96
2.5. Модели процессов влагонасыщения и гидратообразования природного газа при его отборе из подземных резервуаров в каменной соли 102
3. Апробация метода расчета режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли : 108
3.1.. Сертификация программного комплекса "Моделирование подземных хранилищ газа в каменной соли" (ПК МПХГ) 108
3.2. Апробация метода расчета режимов отбора газа на примере моделирования отбора из Ереванского ПХГ. 109
4. Оптимизация режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли 116
4.1 Использование расчетов режимов отбора газа для выбора оптимальной конструкции эксплуатационной скважины ПХГ в 116 каменной соли .
4.2 Актуальность оптимизации режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли 124
4.3 Разработка метода оптимизации режимов отбора газа из под земного хранилища в каменной соли 132
4.3.1. Оптимизация режимов отбора газа из единичного подземного резервуара 140
4.3.2. Оптимизация режимов отбора газа из группы подземных резервуаров 143
Заключение 154
Список использованных источников 156
- Технологические схемы строительства, классификация и основные показатели подземных хранилищ в каменной соли
- Постановка задачи расчета режимов отбора из ПХГ в каменной соли
- Сертификация программного комплекса "Моделирование подземных хранилищ газа в каменной соли" (ПК МПХГ)
- Использование расчетов режимов отбора газа для выбора оптимальной конструкции эксплуатационной скважины ПХГ в 116 каменной соли
Введение к работе
В топливно-энергетическом балансе России около 80% составляют газ, нефть и продукты их переработки. В условиях характерной для Российской Федерации географической разобщенности районов добычи, переработки и использования жидких и газообразных углеводородов, совпадения; по времени максимального спроса на топливо, на электро- и теплоэнергию, увеличения экспортных поставок, старения существующих тазо- и нефтепроводов многократно повышается роль подземного хранения газонефтепродуктов.
Подземное хранение является основным и наиболее эффективным методом обеспечения надежности газоснабжения и позволяет решить весь комплекс задач, связанных с регулированием неравномерности газопотребления (сезонной, суточной, часовой) и резервированием газоснабжения (в аномально холодные зимы, экспорта газа, оперативного резервирования газотранспортных систем, долгосрочного резервирования добычи газа).
Основными способами подземного хранения газа являются хранение в водоносных пластах и истощенных месторождениях (пористых структурах).
ЕСГ России насчитывает 22 подземных хранилища газа (ПХГ).
Как известно, ПХГ, созданные в пористых геологических структурах, используются в основном, как регуляторы сезонной і неравномерности газопотребления. В настоящее время в России в ПХГ в пористых структурах созданы запасы активного газа, которые составляют примерно 12 -т- 15 % от объема годового потребления газа.
Наряду с сезонными запасами газа для надежного функционирования ЕСГ необходимы запасы для регулирования суточной и часовой неравномерности газопотребления и резервы для покрытия нештатных изменений спроса
или предложения, которые составляют 10 -г 15 % от объема сезонной неравномерности газопотребления. Покрытие пикового спроса должно осуществляться в короткие сроки и с высокой производительностью подачи газа.
В наибольшей степени этим условиям отвечают ПХГ, создаваемые в отложениях каменной соли. Такие хранилища способны работать в пиковом режиме эксплуатации, не требуют большого отвода земель в постоянное пользование, обеспечивают высокий уровень экологической, промышленной и гражданской безопасности, имеют высокую пожаро- взрывобезопасность и защищенность от воздействия современного оружия.
В теологическом отношении территория России обладает огромным потенциалом для создания подземных хранилищ в каменной соли. В европейской части расположено девять соляных площадей и бассейнов, в азиатской — шесть.
Анализ потребности в хранилищах природного газа в каменной соли, обеспечивающих устойчивое и надежное функционирование ECF, показал, что на ближайшую перспективу для различных регионов страны необходимо построить 121 подземный резервуар.
С увеличением количества эксплуатирующихся подземных резервуаров важной задачей становится разработка новых технологий и техники эксплуатации ПХГ, обеспечивающих увеличение производительности отбора газа при том же геометрическом объеме хранилища, уменьшение потерь и расхода газа на собственные нужды, уменьшение площадей застройки, снижение металлоемкости оборудования и затрат на охрану окружающей среды.
Решение этой задачи невозможно без разработки методов расчета и оптимизации режимов эксплуатации подземных хранилищ путем моделирования процессов закачки, хранения и отбора с использованием современного математического и программного обеспечения.
Сложность взаимодействий и процессов в элементах ПХГ при его эксплуатации приводит к необходимости разделения общего алгоритма на ряд алгоритмов расчета отдельных элементов, таких, как подземные выработки-емкости, скважины, газопроводы-шлейфы, компрессоры и др. Вместе с тем, цельность технологического комплекса приводит к необходимости объединения всех отдельных алгоритмов в единую структуру и представления ПХГ единым математическим объектом. Кроме того, для выбора оптимальных режимов эксплуатации ПХГ необходимо моделировать различные газодинамические процессы в запорных и регулирующих устройствах (задвижках и т.п.).
Для расчета и оптимизации режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли с использованием математических моделей і и алгоритмов, соответствующих современным требованиям, необходимо создать новые методы расчета и оптимизации режимов отбора из ПХГ, а также реализовать их в виде компьютерной программы и апробировать на натурных экспериментах.
Новые методы расчета и оптимизации должны позволять прогнозировать с требуемыми быстротой и достоверностью, как режимы отбора газа с высокими скоростями изменения параметров, например, при большой производительности отбора, исследование которых очень актуально для современных проектов ПХГ в каменной соли, так и режимы с относительно медленным изменением параметров.
Кроме того, эти методы должны включать в себя алгоритмы определения влагосодержания газа, отбираемого из подземного резервуара, условий гидратообразования в любой точке технологической схемы и оптимизации основных технологических параметров режимов отбора из ПХГ в каменной соли.
Таким образом, разработка методов расчета и оптимизации режимов от-
бора из ПХГ в каменной соли является актуальной научно-технической проблемой.
Цель работы
Цель работы заключается в разработке методов расчета и оптимизации режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли.
Основные задачи работы
1. Анализ и обобщение существующих в России и за рубежом методов расчета и оптимизации режимов эксплуатации подземного хранилища газа в каменной соли.
Анализ режимов отбора газа из подземного хранилища газа в каменной соли и определяющих их параметров.
Разработка математических моделей тепловых, газодинамических и других процессов, протекающих в элементах подземного хранилища газа в каменной соли при отборе.
Разработка на основе созданных математических моделей и структурного моделирования метода расчета режимов отбора газа из подземного хранилища газа в каменной соли и реализация его в виде программного комплекса для ПЭВМ.
Апробация метода расчета режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли на основе производственно-экспериментальных данных.
Разработка с помощью нового метода расчета рекомендаций по выбору оптимальных с точки зрения режима отбора газа конструкций эксплуатационных скважин подземных резервуаров.
Разработка метода оптимизации режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли, состоящего как из единичного, так и из группы подземных резервуаров.
8. Выбор оптимального распределения суммарной производительности отбора газа между единичными резервуарами подземного хранилища, состоящего из произвольного количества резервуаров.
Методы исследований.
Поставленные задачи решались с использованием: численных методов математического моделирования; результатов промышленных экспериментов; методов математической статистики при обобщении.
Научная новизна работы заключается в следующем:
1. Впервые для расчета режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли использован метод структурного моделирования, который позволяет рассматривать подземное хранилище, как единый технологический комплекс, с учетом нестационарных тепловых и газодинамических процессов, а также процессов влагонасыщения и гидратообразования в изменяющихся термобарических условиях.
2. Обоснована конструкция эксплуатационной скважины подземного резервуара с наименьшей удельной стоимостью скважины на единицу максимальной производительности отбора.
Впервые для решения задачи параметрической оптимизации режимов отбора газа из подземного хранилища газа в каменной соли, состоящего из единичного резервуара или группы резервуаров, использован метод структурного моделирования и методы прямого поиска.
Обоснована оптимальная схема распределения суммарной производительности отбора газа между единичными резервуарами подземного хранилища в каменной соли, состоящего из произвольного количества резервуаров.
Основные научные положения, выносимые на защиту:
1. Математическая модель, позволяющая рассматривать в процессе экс-
плуатации подземное хранилище в каменной соли, как единый технологический комплекс, состоящий из произвольного количества подземных резервуаров, скважин и наземного оборудования, соединенных шлейфами и трубопроводами.
Зависимость основных технологических и экономических характеристик эксплуатационной скважины подземного резервуара от ее диаметра и начального давления в подземном резервуаре.
Алгоритм оптимизации режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли, состоящего из единичного подземного резервуара или группы подземных резервуаров.
Практическая ценность результатов работы
Разработана и реализована в виде программного комплекса для ПЭВМ методика расчета режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли.
Разработана и реализована в виде программного комплекса для ПЭВМ методика оптимизации режимов отбора газа из подземного хранилища в каменной соли, состоящего из единичного подземного резервуара или группы подземных резервуаров.
3. Разработанные методики расчета и оптимизации использованы при создании завершенных и принятых к строительству проектов двух подземных хранилищ природного газа - Волгоградского и Калининградского ПХГ, а также при эксплуатации Ереванского ПХГ.
Апробация работы.
Основные результаты работы, отдельные положения и разделы диссертации докладывались и получили одобрение на Второй и Третьей Всероссийских
конференциях молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", проходивших в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 30.09-02.10.1997 и 28-30.09.1999.
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 9 научных работ.
Объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 77 наименований. Диссертация изложена на 164 страницах, включая 55 рисунка и 17 таблиц.
Автор пользуется случаем выразить глубокую признательность д.т.н., профессору, заведующему кафедрой "Разработка и эксплуатация газовых и га-зоконденсатных месторождений" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Басние-ву К.С. за ценные советы на завершающем этапе работы, а также сотрудникам отдела строительства и эксплуатации подземных хранилищ в каменной соли ООО "Подземгазпром" за помощь в процессе разработки и внедрения методов расчета и оптимизации режимов отбора газа из ПХГ в каменной соли. Реализация рассмотренных методов в виде программного комплекса стала возможна благодаря участию в этой работе к.т.н., доцента МГТУ им. Н.Э. Баумана Козлова О.С. и к.т.н. Ходаковского В.В.
Технологические схемы строительства, классификация и основные показатели подземных хранилищ в каменной соли
Проблема подземного хранения газа, в том числе в отложениях каменной соли, достаточно хорошо освещена. Общие положения строительства и эксплуатации ПХГ в солях рассмотрены, например, в работах [1-7]. Подземные хранилища в отложениях каменной соли используются для различных целей, в том числе для размещения стратегических запасов сырой нефти и светлых нефтепродуктов, в качестве товарно-сырьевых баз для нефтехимического и химического производства, для создания пиковых и аварийных хранилищ природного газа. В подземных резервуарах в каменной соли может храниться практически вся гамма углеводородных продуктов - природный газ, нефть, этилен, пропилен и др. Перспективно использование подземных резервуаров в каменной соли в качестве технологических аппаратов для подготовки нефти (отстой пластовых вод и сепарация нефтяного газа) и газа (сепарация газового конденсата). Помимо жидких и газообразных углеводородов, подземные хранилища можно также использовать для хранения гелия, азота и других газов, для захоронения промышленных отходов. Классификация подземных хранилищ в каменной соли для хранения жидкостей и газов по видам хранимых продуктов приведена на рис. 1.1 [7].
Подземные резервуары этого типа сооружаются методом подземного растворения каменной соли через буровые скважины. Подземный резервуар состоит из выработки-емкости, используемой для размещения хранимого продукта, и эксплуатационной скважины, оборудованной для закачки и выдачи продукта. Выработка-емкость имеет, как правило, осесимметричную форму и сводчатую кровлю, причем осью симметрии является скважина. Выработки-емкости имеют пролет до 80 м, высоту до нескольких сотен метров и вместимость от десятков тысяч до миллиона кубометров. Подземные резервуары могут иметь одну или несколько эксплуатационных скважин, в которых размещаются колонны труб, используемые сначала для сооружения, а затем для эксплуатации резервуаров.
Широкое применение подземных хранилищ в каменной соли обусловлено, в первую очередь, физическими, физико-химическими и химическими свойствами каменной соли как горной породы, вмещающей выработку-емкость. Строение отложений каменной соли различно - это массивы, купола, штоки, линзы и пласты различной толщины при различных углах падения. Отложения каменной соли состоят либо полностью из минерала галита ("чистая соль"), либо содержат включения: прослои и линзы ангидритов, гипса, карбоната кальция и других минералов и пород. Химический состав галита: 39,39% Na и 60,61% С1. Молекулярная масса 58,44, плотность 2,1-2,2 г/см3 [5].
Способность каменной соли к растворению пресной или ел абоминера-лизованной водой делает возможным применение дешевой, безопасной и эффективной скважинной гидротехнологии для сооружения выработки.
Извлекаемый при сооружении подземного резервуара концентрированный раствор хлорида натрия является ценным химическим сырьем, практически готовым к утилизации. Химическая инертность каменной соли по отношению к углеводородам в совокупности с отсутствием кислорода и стабильностью температуры и давления обеспечивает сохранение качества товарных углеводородных продуктов. В выработках-емкостях подземного хранилища в каменной соли появившиеся по той или иной причине трещины способны самозалечиваться вследствие вязкопластических деформаций соли, что обеспечивает практическую непроницаемость соляных массивов и герметичность подземных резервуаров. Технология сооружения резервуаров не допускает их крепления, поэтому для обеспечения устойчивости при больших глубинах заложения выработки-емкости эксплуатируются под избыточным давлением, что является достоинством при хранении некоторых углеводородных продуктов. Поэтому подземные хранилища в каменной соли идеально подходят для хранения таких углеводородов, как бутан, пропан, пропилен, и других, которые в термобарических условиях подземного резервуара способны находиться в сжиженном состоянии. Хранение природного и иных газов под высоким давлением обеспечивает высокую эффективность использования геометрического объема выработок-емкостей.
Подземные резервуары в каменной соли сооружаются в соляных залежах всех морфологических типов и различного возраста. В таблице 1.1 приведены данные о глубинах залегания и мощностях соляных отложений в странах СНГ [7].
С точки зрения технологии строительства, большое значение имеют со став соленосных отложений, глубина их залегания и температура пород. Так, серьезные трудности возникают при наличии в разрезе калийных солей, отличающихся высокой скоростью растворения. Содержание нерастворимых включений в каменной соли также изменяется в широком диапазоне даже в пределах одного месторождения.
Содержание нерастворимых включений в каменной соли, принятое по данным мирового опыта, не должно превышать 35%.
Все существующие в мире подземные резервуары расположены в соляных толщах, залегающих, как правило, на глубинах 300-1400 м. Теоретические расчеты; показывают, что максимально возможная глубина заложения подземных резервуаров (с точки зрения обеспечения их устойчивости) не превышает 3000 м.
Постановка задачи расчета режимов отбора из ПХГ в каменной соли
При расчетах режимов отбора газа необходимо решать следующие задачи: - определение максимальной производительности отбора газа из ПХГ; - определение активного объема газа, который может быть отобран из подземного резервуара при соблюдении действующих эксплуатационных ограничений; - определение перепада давления, необходимого для обеспечения заданной производительности отбора или отбора заданного активного объема газа.
Исходные данные для расчета: начальные давление и температура газа в резервуарах; максимально допустимое давление газа в магистральном газопроводе; продолжительность отбора газа из ПХГ; количество, геометрический объем, конфигурация, глубина заложения подземных резервуаров; температура и теплофизические свойства окружающей подземные резервуары породы; состав природного газа; конструкции скважин, шлейфов, трубопроводов и наземного оборудования.
Ограничениями режима отбора являются: минимальное давление газа в подземном резервуаре; температура и давление образования гидратов в скважине и наземном оборудовании; максимальные скорость отбора газа и темп снижения давления газа в резервуаре при отборе. Рассмотрим расчет режимов отбора газа на примере Ереванского ПХГ.
В состав Ереванского ПХГ входят: подземный резервуарный парк, компрессорная станция, наземное технологическое оборудование, котельная, административные здания и вспомогательные сооружения. Строительство ПХГ осуществлялось в 4 очереди. Первые подземные резервуары 1 очереди строительства эксплуатируются с 1967-1968 гг. В настоящее время в состав резерву-арного парка входят 18 подземных резервуаров.
Принципиальная технологическая схема эксплуатации Ереванского ПХГ представлена на рис.2.1. Природный газ на площадку ПХГ поступает из маги 61
стрального газопровода по газопроводу-отводу 17 (Ру = 0,8 - 1,1 МПа), проходит узел замера 13, после чего направляется в пылеуловители 16. В пылеуловителях газ очищается от механических примесей, пыли и конденсата. Очищенный газ из пылеуловителей поступает в компрессорный цех на всас газоперекачивающих агрегатов (ГПА) I ступени сжатия 12, после чего направляется для охлаждения в АВО Г ступени 9. В воздушных холодильниках газ охлаждается от температуры 60-80 до 30-40С и подаётся в сепараторы; газа I ступени 6. Из сепараторов 6 газ направляется в ГПА II ступени сжатия 11, где дожимается до максимального давления 5,5 МПа и с температурой 70-90С направляется в АВО II ступени 8. В воздушном холодильнике II ступени температура снижается до 40С, затем газ проходит сепараторы II ступени 6 и направляется на всас ГПА III ступени сжатия 10. Природный газ, сжатый до давления 12,5 МПа и охлаждённый в АВО III ступени 7 до температуры 40С через сборный коллектор 3 по газовым шлейфам 2 диаметром 300 мм, направляется в резервуары 1 подземного хранилища газа.
Технологическая обвязка сепараторов C-I позволяет использовать два или три сепаратора при закачке газа в подземное хранилище и восемь сепараторов при выдаче газа из хранилища.
Заполнение подземных резервуаров, находящихся под буферным давлением (2,5 МПа), первоначально производится компрессорами Г и II ступеней, сжимающих газ от Рвх = 0,8 МПа до Рвых = 5,5 МПа, а при достижении в резервуарах рабочего давления, равного Р = 5,5 МПа, включаются в работу компрессоры III ступени. Закачка газа в ПХГ прекращается при достижении давления газа на устье скважины Р = 12,5 МПа. Задвижки на подземных резервуарах закрываются, и газ хранится до начала отбора. 1. Подземные резервуары №№1-19 2 3. Газовые шлейфы Рабочий коллектор 4. Сборный коллектор 5. Узел редуцирования 6. Сепаратор газа (Dy 1000 мм) 7. Аппараты воздушного охлаждения газа III ст. сжатия (F 7920 ы2) ЛЄГ-1Є0 ТУ2ЬФВ9в-Г5 8. АВОII ст. сжатия (F 3620 м2) «я иьыет иnrT 9 10. АВОI ст. сжатия (F 3620 м2) в-2-і—=ЧкЯ ШЫО-ПаЛ Газокомпрессоры III ст. сжатия 10ГКНА(55Н25)кг/см2 11 Газокомпрессоры II ст. сжатия 10ПСНА(25-55)кг/См2 10ГКНА(в-10Н20-24) ю7см2 12, Газокомпрессоры 1 ст. сжатия 13 Узел замера расхода газа 14, Емкость для сбора конденсата 15 Емкость для сброса конденсата 16. 17. Пылеуловитель Газопровод-отвод Рис.2.1 Техно логаческая схема эксплуатации Ереванского ПХГ поступает в рабочий коллектор 3 диаметром 400 мм на площадку KG. Из рабочего коллектора газ поступает на узел редуцирования 5, где давление газа сбрасывается до 2,5 МПа. Узел редуцирования рассчитан на обеспечение максимальной выдачи газа, из хранилища с производительностью 10-12 млн.м3/сутки и состоит из 3 ниток диаметром 150 мм. На каждой нитке установлено по 2 регулирующих клапана марки ШР-12 ПС. После редуцирования природный газ направляется в сепараторы 6. В сепараторах газ отделяется от конденсата и воды и направляется в узел измерения расхода газа 13. При отборе газа используются 4 замерные нитки диаметром 300 мм. После измерения расхода газ под давлением 0,6-2,5 МПа направляется в магистральный газопровод диаметром 720 мм.
Сертификация программного комплекса "Моделирование подземных хранилищ газа в каменной соли" (ПК МПХГ)
Программный комплекс "Моделирование подземных хранилищ газа в каменной соли" (ПК МГГХГ) предназначен для расчетов технологических параметров ПХГ в каменной соли как на этапе проектирования, так и в процессе эксплуатации ПХГ. Поэтому качество ПК МПХГ, как современного программного продукта, должно соответствовать требованиям к программному обеспечению, которые предъявляют действующие государственные стандарты. Для подтверждения соответствия ПК МПХГ этим требованиям была выполнена его сертификация. Характеристики, которые описывают качество программного обеспечения определяет ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126-93 "Информационная технология. Оценка программной продукции. Характеристики качества и руководства по их применению". Данный стандарт придерживается определения качества по ИСО 8402. Эти характеристики могут применяться к любому виду программного обеспечения, включая программы ЭВМ и данные, входящие в программно-технические средства (встроенные программы) [61]. ГОСТ Р ИСО/МЭК 9194-93 "Информационная технология. Руководство по управлению документированием программного обеспечения" предназначен для применения ко всем типам программного обеспечения — от простейших программ до наиболее сложного программного набора или системы программного обеспечения. Им охвачены все типы программной документации, относящиеся ко всем стадиям жизненного цикла программного обеспечения [62].
Для подтверждения соответствия ПК МПХГ этим ГОСТ в орган по сертификации Госстандарта России были переданы типовая версия и техническое описание ПК МПХГ - версия 1.0. При проведении сертификации органом по сертификации не было выявлено характеристик программного продукта, препятствующих выдаче сертификата ПК МПХГ - версия 1.0, и установлено, что ПК МПХГ соответствует требованиям нормативных документов: ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126-93 и ГОСТ Р ИСО/МЭК ТО 9294-93.
На ПК МПХГ органом по сертификации был выдан сертификат соответствия Госстандарта России № РОСС ІШ.СП05.С00023 [63].
Длины газопроводов-шлейфов для расчетов технологических параметров принимались согласно схеме расположения подземных резервуаров Ереванского ПХГ (рис. 2.7).
Распределение невозмущенной температуры горной породы определялось при расчетах по термограмме скважины № 9Г Ереванского ПХГ (рис. 2.5).
В качестве начальных значений давления в подземных резервуарах, а также значений производительности отбора из подземных резервуаров Ереванского ПХГ при апробации принимались значения давления и производительности отбора, полученные экспериментально. В 1986-88 гг. сотрудниками ООО "Подземгазпром" проводились регулярные измерения термодинамических параметров всех режимов эксплуатации. Эти измерения выполнялись с интерва лом в один час в периоды с 10.04.86 г. по 30.04.87 г., с 26.05.87 г. по 11.05.88 г., с 14.05.88 г. по 25.06.89 г. В результате этой работы был получен большой объем экспериментальных данных, которые были использованы для апробации.
Вследствие того, что общий- объем данных, полученных экспериментально, очень велик, предварительно была выполнена обработка этих данных. Для проверки метода из всего массива результатов измерений были выделены такие режимы эксплуатации, когда в процессе отбора газа из ПХГ участвует один резервуар, Для таких режимов можно установить расходы отбора из испытываемого подземного резервуара с помощью высокоточного измерительного устройства на узле замера расхода газа на выходе из ПХГ.
Экспериментальные данные, позволяющие исследовать режим отбора газа из одного резервуара, были получены для резервуаров №№1,8,13 и 19. Отбор газа из этих резервуаров продолжался соответственно в течение 72,168,72 и 144 часов. При проведении эксперимента измерялись производительность отбора газа на узле замера расхода газа ПХГ (рис.3.1,3.3,3.5,3.7) и давление на устье скважины (рис.3.2,3.4,3.6,3.8) резервуара, участвовавшего в отборе. Как видно на рис.3.1,3.3,3.5,3.7 производительность отбора газа, измеренная на узле замера расхода газа, во всех экспериментах постоянно изменяется, уменьшаясь к концу экспериментов, из-за падения давления в подземных резервуарах.
Несмотря на сложный характер изменения производительности отбора (исходных данных), при сопоставлении экспериментальных данных и результатов расчетов выявлено совпадение значений с погрешностью, не превосходящей 5%, за исключением моментов резкого увеличения производительности отбора (рис.3.7). Подобные отклонения при резком увеличении расхода отбора отмечают и другие авторы [25]. Эти отклонения объясняются погрешностью измерений расхода и устраняются калиброванием расходомерной системы [25].
Полученные результаты позволяют в разработанном методе расчета режимов отбора газа в качестве исходных данных использовать параметры, определяемые непосредственно с измерительных приборов на ПХГ.
Использование расчетов режимов отбора газа для выбора оптимальной конструкции эксплуатационной скважины ПХГ в 116 каменной соли
Эксплуатационные характеристики всей технологической схемы ПХГ в значительной степени определяются выбором конструкций скважин подземных резервуаров, входящих в хранилище, так как эксплуатация подземного резервуара в каменной соли производится по одной эксплуатационной скважине.
При ограниченном количестве эксплуатационных скважин и высоких проектных пиковых отборах газа из ПХГ, для обеспечения оптимальных режимов отбора газа особое значение приобретает выбор конструкции скважины, обеспечивающей максимальную производительность отбора при допустимом темпе падения давления в подземном резервуаре.
Эксплуатационная скважина характеризуется технологическими и стоимостными показателями, при этом основным показателем считается максимальная производительность отбора газа при заданном перепаде давлений.
Оптимальные технологические характеристики эксплуатационных скважин ПХГ необходимо обеспечивать также в связи со значительным сроком их службы [64].
Сравнение результатов расчетов для различных конструкций эксплуатационных скважин показывает, что с уменьшением диаметра основной обсадной колонны от 324 до 245 мм а, следовательно, и с уменьшением диаметра центральной подвесной колонны, потери давления на трение при движении газа значительно возрастают. Так, при производительности отбора газа 6,5 млн. нм3/сутки. потери давления по скважине с колоннами труб диаметром 324x245x114 мм составляют 3,7 МПа, для конструкции 299x219x114 мм - 5,4 МПа, а по скважине (245x194x114 мм) составляют 10,2 МПа [65]. С помощью разработанного метода расчета режимов отбора газа были исследованы три конструкции эксплуатационных скважин, наиболее часто используемые на ПХГ в отечественной и зарубежной практике: с основными обсадными колоннами труб диаметром 245, 299 и 340 мм, с соответствующими им внешними подвесными эксплуатационными колоннами труб диаметром 178, 219 и 245 мм, с центральными подвесными эксплуатационными колоннами труб диаметром 114, 146 и 178 мм (рис.1.13). Конструкции скважин представлены в табл. 4.1.
Для этих конструкций проведены расчеты изменения технологических параметров при различных режимах эксплуатации подземного резервуара.
Для проекта Волгоградского ПХГ были рассмотрены два варианта конструкций эксплуатационных скважин с использованием в качестве основной обсадной колонны труб диаметром 245 мм. В первом варианте конструкции скважины закачка и отбор газа осуществляются по межтрубью колонн 0178-114 мм и по центральной колонне 0114 мм. Второй вариант конструкции технологической скважины включает основную обсадную колонну 0245 мм и внешнюю подвесную колонну 0 178 мм. Центральная колонна 0114 мм после первоначального заполнения подземного резервуара газом удаляется из скважины при помощи снаббинговой установки под давлением, так как в принципе она не нужна при эксплуатации. Даже в том случае, если закачка и отбор газа ведутся как по межтрубному пространству, так и по этой колонне, она оказывает дополнительное сопротивление движению газа, а её наличие приводит к усложнению устьевой обвязки.
Как видно из сопоставления графиков, извлечение центральной колонны 0114 мм из скважины приводит к резкому увеличению продолжительности отбора при значении производительности отбора от 2 до 3 млн.нм3/сутки, а также увеличивает значение возможной производительности отбора из скважины (бо лее 6 млн.нм /сутки).
На рис. 4.2-4.4 представлены графики зависимости продолжительности отбора газа от производительности отбора для конструкций скважин, приведенных в табл. 4.1, с извлеченной центральной подвесной эксплуатационной колонной при различных начальных давлениях в резервуаре (21 МПа; 15 МПа и 9 МПа) и давлении на устье скважины не менее 6 МПа для условий Волгоградского ПХГ.
