Подземное хранилище газа (ПХГ) — это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей.
Первое хранилище газа было создано в Канаде в УэлендКаунти в 1915 г [8].
История развития отечественного подземного хранения в непроницаемых горных породах ведет отчет с марта 1959 года, после выхода Постановления № 84 Совета Министров СССР о проектировании и строительстве первого в Советском Союзе подземного хранилища в каменной соли в районе г. Ишимбай. В этом же году создается лаборатория подземного хранения во ВНИИСТе (Всесоюзный научно-исследовательский институт строительства трубопроводов).
В 1962 году началось строительство Яр-Бишкадакского подземного хранилища светлых нефтепродуктов в каменной соли. В 1966 году объект был сдан в эксплуатацию.
В 1963 году началось строительство Ереванского подземного хранилища природного газа (ПХГ).
В 1964 году подразделение подземного хранения вошло в состав вновь созданного института ВНИИ Промгаз (Всесоюзный научно-исследовательский институт по использованию газа в народном хозяйстве и подземной хранению).
В 1992 году был создан научно-технический центр (НТЦ) «Подземгазпром».
В 1998 году НТЦ «Подземгазпром» был преобразован в ООО «Подземгазпром» и стал дочерним предприятием ОАО «Газпром».
Классификация
Подземные хранилища подразделяются по виду хранимого продукта на хранилища:
- природного и других газов (далее — газ);
- СУГ, этана, этилена, нестабильного газового конденсата (далее — СУГ);
- нефти, нефтепродуктов, стабильного газового конденсата (далее — нефть и нефтепродукты).
В таблице 1 показаны типы подземных резервуаров и области их применения.
Подземный резервуар — система горных выработок в непроницаемых породах, оборудованная для закачки, хранения и выдачи жидкостей и газов и состоящая из вскрывающих, вспомогательных горных выработок и выработок-емкостей.
Таблица 1
Области применения подземных резервуаров различного типа[4].
|
Тип резервуара |
Вид хранимого продукта |
|||
|
Газ |
СУГ |
Нефть и нефтепродукты |
||
|
Бесшахтный Резервуар бесшахтный в каменной соли и многолетнемерзлых породах: резервуар, выработка-емкость которого создается через обсаженную буровую скважину, оборудованную подвесными колоннами, путем растворения или теплового разрушения вмещающих пород. в каменной соли |
+ |
+ |
+ |
|
|
Бесшахтный, в многолетнемерзлых породах |
— |
+ |
+ |
|
|
Шахтный Резервуар шахтный: резервуар в породах, выработки которого сооружаются буровзрывным, комбайновым или щитовым способами проходки., в породах с положительной температурой |
— |
+ |
+ |
|
|
Шахтный, в многолетнемерзлых породах |
— |
— |
+ |
|
По основному назначению ПХГ в пористых пластах подразделяются на:
- базисные — для обеспечения сезонной (несколько месяцев) неравномерности газопотребления, характеризующиеся относительно стабильными режимами в сезоне отбора газа;
- пиковые — для обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности газопотребления, характеризующиеся значительными изменениями суточной производительности в период отбора;
- газгольдерные — для обеспечения кратковременной (несколько суток) неравномерности газопотребления, характеризующиеся кратковременными закачками газа в сезоне отбора;
- стратегические — для образования долгосрочного запаса газа, используемого в исключительных случаях.
По объекту эксплуатации подразделяются на ПХГ:
- в водоносных пластах;
- в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях.
По количеству объектов подразделяются на:
- однопластовые;
- многопластовые.
По виду пластовой энергии подразделяются на ПХГ:
- с газовым режимом (постоянный газонасыщенный поровый объем);
- с водонапорным режимом (переменный газонасыщенный поровый объем)[5].
Этапы развития ПХГ
При участии Общества «Подземгазпром» и разработаны и успешно внедрены:
1965 — 1970 годы:
Технология строительства подземных хранилищ на базе отработанных шахт в многолетнемерзлых породах.
Методика инженерного расчета оптимальных параметров теплового режима эксплуатации шахтных резервуаров, создаваемых в многолетнемерзлых породах.
Технология строительства подземных емкостей методом камуфлетных взрывов в отложениях глинистых пород.
Методика по прогнозированию сроков хранения топлив в подземных резервуарах, сооружаемых в каменной соли.
Технология строительства резервуара с применением газообразного нерастворителя.
1970-1980 годы:
Технология подземного хранения этилена.
Технология растворения соли методом вращения затопленных струй в пластах каменной соли.
Технология строительства подземных резервуаров гирляндного типа.
Технология строительства подземных резервуаров с применением природного газа в качестве нерастворителя.
1990- 2000 годы:
Строительные нормы и правила РФ «Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки».
Технология строительства подземных резервуаров в каменной соли без использования нерастворителя.
Технология строительства тоннельных резервуаров в каменной соли через две скважины (ТЭО-проект Волгоградского ПХГ).
2000 г. по настоящее время:
Разработаны и успешно внедрены:
Способ испытания на герметичность подземного резервуара, сооружаемого в растворимых формациях.
Метод очистки подземных резервуаров от остатков нерастворителя и более глубокое извлечение остаточного рассола из ПХГ (Подземное хранилище этилена «Саянскхимпром» (г. Зима), Кашкарское хранилище СУГ и этилена).
Способ скважинной разработки многолетнемерзлых осадочных пород.
Способ создания подземного резервуара в мерзлых породах.
Способ создания резервуаров во льдах через вертикальную буровую
скважину [3].
Подземные хранилища газа предназначены для регулирования неравномерности газопотребления, связанной с сезонными колебаниями спроса на природный газ, а также для образования в основных газопотребляющих районах оперативного и стратегического резервных запасов для поддержания стабильности поставок газа, в том числе, экспортных.
Поскольку магистральные газопроводы, транспортирующие газ от мест его добычи к потребителям, работают с относительно постоянной производительностью, то в системах газоснабжения необходимы достаточно вместительные хранилища, которые служили бы для покрытия пиков и спадов потребления газа, а также для оперативного регулирования его подачи в распределительные сети. Газохранилища также обеспечивают надежность потребления газа в случае аварийных ситуаций [8].
Особенно важны ПХГ в России с ее климатическими особенностями и удаленностью источников ресурсов от конечных потребителей. Система ПХГ является неотъемлемой частью единой системы газоснабжения (ЕСГ).
Подземные хранилища позволяют гарантированно обеспечивать потребителей природным газом независимо от времени года, колебаний температуры, форс-мажорных обстоятельств.
Рис.1
Пористые пласты песчаника в земной коре, герметично закупоренные сверху куполом из слоя глины, являются природными ПХГ. В порах песчаника может находиться вода, но могут скапливаться и углеводороды. В процессе создания ПХГ в водоносном слое газ, скапливающийся под глиняной покрышкой, вытесняет воду вниз.Если в пласте-коллекторе изначально содержатся углеводороды, то он является месторождением нефти или газа. Герметичность такой структуры уже доказана тем, что в ней скопились углеводороды. [1]
Эксплуатация ПХГ
Принцип действия
В процессе создания хранилища часть газа захватывается в пласте-коллекторе, чтобы создать необходимое давление. Этот газ называется буферным. Его объем составляет приметно половину от всего газа, закачиваемого в хранилище. Газ, который потом будут извлекать из ПХГ, называется активным или рабочим газом.[1]
Соляные пещеры являются идеальными по герметичности резервуарами. В подходящем по высоте пласте каменной соли бурятся скважины. Затем в них подается вода, в соляном пласте вымывается полость необходимого объема. Соляной купол не только непроницаем для газа — соль обладает способностью самостоятельно «заживлять» трещины и разломы [1].
Рис.2
Закачка газа — это его нагнетание в искусственную газовую залежь при заданных технологическим проектом показателях. Газ из магистрального газопровода поступает на площадку очистки газа от механических примесей, затем на пункт замера и учета газа, затем в компрессорный цех, где компримируется. При необходимости газ очищают от компрессорного масла, а затем подают на газораспределительные пункты (ГРП) по коллекторам. На ГРП общий газовый поток разделяется на технологические линии, к которым подключены шлейфы скважин. Обвязка технологических линий позволяет измерить производительности каждой скважины, температуру и давление газа при закачке [1].
Процесс хранения включает системный технологический, геологический и экологический контроль за объектом хранения газа и созданными производственными фондами.
Отбор газа из подземного хранилища является практически таким же технологическим процессом, как и добыча из газовых месторождений, но с одним существенным отличием: весь активный (товарный) газ отбирается за период от 60 до 180 суток. Проходя по шлейфам, он поступает на газосборные пункты, где собирается в газосборный коллектор. Из него газ поступает на площадку сепарации для отделения пластовой воды и механических примесей, после чего направляется на площадку очистки и осушки. Очищенный и осушенный газ поступает в магистральные газопроводы.
Общие требования по эксплуатации ПХГ
Техническое обустройство ПХГ обеспечивает бесперебойное функционирование технологических процессов закачки, хранения и отбора газа.[2]
ПХГ включают: комплекс производственных зданий крупногабаритных установок; один или несколько цехов ГПА, газовый промысел с газосборными пунктами, внутрипромысловыми трубопроводами и комплексом скважин с подземным и устьевым оборудованием; установки подготовки газа, с распределительными, измерительными и регулирующими устройствами, газопровод подключения к МГ; системы автоматического контроля, защиты и управления; отопительное, химреагентное и другие вспомогательные хозяйства.
Задачи служб и основных производственных бригад, сферу их деятельности определяют в соответствии с положениями, утвержденными руководством службы ПХГ.
Функции и обязанности эксплуатационного персонала регламентируют типовые положения, должностные инструкции и руководство по обслуживанию и эксплуатации оборудования и агрегатов, составленные с учетом конкретных условий выполнения технологических операций и на основании типовых структур, утвержденных эксплуатирующая организация (ЭО).
Эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-454-2010, ПБ 08-83-95, ПБ 08-621-03.
Изменение режима эксплуатации ПХГ выполняют по распоряжению Центрального производственно-диспетчерского департамента (ЦПДД).
Организация эксплуатации
Создание и эксплуатацию ПХГ производят в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-454-2010, ПБ 08-621-03, ПБ 08-83-95 и включают следующие стадии:
- разведку структуры для создания ПХГ, включающую сейсмические исследования, структурное бурение, разведочное бурение скважин, промыслово-геофизические, гидродинамические (гидроразведка), геохимические и др. исследования;
- разработку технологического и технического проектов создания ПХГ;
- бурение скважин;
- пусконаладочные работы на промплощадке до полного вывода всего комплекса на проектный режим эксплуатации;
- опытно-промышленную эксплуатацию ПХГ;
- циклическую эксплуатацию ПХГ;
- оформление горного отвода, получение соответствующих разрешений и лицензий.
При выполнении подготовительных работ перед вводом в эксплуатацию ПХГ, созданных в истощенных месторождениях, в процессе опытно-промышленной закачки газа в водоносный пласт или соляные каверны, все смонтированные на территории ПХГ технологические установки, коммуникации и эксплуатационные скважины испытывают на прочность и на величину пробного давления согласно методам, определенным в соответствующих документах, на герметичность и работоспособность при максимальных и минимальных значениях параметров. Наземное оборудование и технологические трубопроводы проходят базовое техническое диагностирование.
На стадии эксплуатации ПХГ технической частью работ на основных производственных объектах ПХГ руководит главный инженер (технический руководитель), геолого-промысловой частью — главный геолог. Техническое и методическое руководство работами в производственных цехах и на газовом промысле осуществляют начальники служб и подразделений в соответствии с должностными инструкциями, а также соответствующими инструкциями и руководствами по обслуживанию оборудования, составленными применительно к конкретным условиям эксплуатации ПХГ.
Технические операции по ремонту скважин проводят на основании утвержденного в установленном порядке плана работ (проекта), согласованного с геологической службой ПХГ и уполномоченными органами надзора и контроля Российской Федерации.
Запрещено проводить какие-либо работы на скважинах ПХГ без соответствующего согласования и контроля со стороны геологической службы.
При эксплуатации ПХГ один раз в пять лет проводят геолого-технологическое обследование (аудит) оценки эффективности функционирования наземного обустройства и герметичности ПХГ (шлейфов скважин, установок очистки, оценки газа, КС и др.).
По результатам геолого-технологического обследования (аудита) наземного обустройства разрабатывают:
- рекомендации по совершенствованию технологии и эксплуатации основных элементов наземного обустройства, их автоматизации;
- заключение о необходимости реконструкции наземного обустройства и модернизации объекта с целью замены устаревшего оборудования.
Ежегодно после завершения сезона отбора (закачки) силами эксплуатационных служб ПХГ проводить анализ эффективности работы промыслового оборудования всей технологической цепочки «скважина — магистральный газопровод». Результаты исследований и предложения по устранению «узких мест» утверждать на ежесезонных заседаниях Комиссии газовой промышленности по разработке месторождений и исследованию недр.
Подземные и наземные сооружения, оборудование основного и вспомогательного назначения, внутриплощадочные инженерные сети и коммуникации должны обеспечивать надежное и безопасное выполнение технологических операций по приему, хранению и выдаче продуктов в соответствии с заданными режимами эксплуатации[4].
Подземные резервуары, входящие в состав хранилища, должны быть герметичными, а их выработки-емкости — устойчивыми на весь период эксплуатации.
Подземные хранилища должны быть оборудованы централизованными системами контроля и управления технологическими процессами эксплуатации.
Система контроля подземных резервуаров всех типов должна предусматривать измерение следующих эксплуатационных параметров:
- количества поступающего и выдаваемого продукта;
- давления и температуры в линиях закачки и отбора продукта;
- качества продукта.
Дополнительно в бесшахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:
- устьевого давления и температуры продукта;
- давления, температуры, расхода, плотности и химсостава рассола в линиях закачки и отбора (последнее — для бесшахтных резервуаров в каменной соли);
- уровня границы раздела фаз в выработке-емкости;
- формы и размеров выработки-емкости.
Дополнительно в шахтных резервуарах должен осуществляться контроль следующих параметров:
- давления и температуры продукта в резервуаре;
- уровня продукта;
- уровня границы раздела «продукт — вода» и давления в герметичных перемычках (в породах с положительной температурой);
- температуры вмещающих пород, герметичных перемычек и закрепногопространства эксплуатационных скважин и шурфов (в многолетнемерзлых породах).
Бесшахтные резервуары в каменной соли
Конструктивные решения бесшахтных резервуаров для газа должны обеспечивать скорость течения газа по скважине не более 35 м/с и темп снижения давления в резервуаре при отборе газа в процессе эксплуатации не более 0,5 МПа/ч.
Вместимость бесшахтных резервуаров для газа должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов газа исходя из технологических параметров и горно-геологических условий размещения резервуаров.
Коэффициент использования вместимости резервуара при хранении жидких углеводородов следует принимать не более следующих значений:
а) при наличии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака внешней колонны — нижний торец подвесной колонны):
- для СУГ — 0,95;
б) при отсутствии внешней подвесной колонны (в долях вместимости подземного резервуара выше башмака центральной подвесной колонны):
для СУГ — 0,9.
При эксплуатации подземных резервуаров по рассольной схеме для вытеснения СУГ, следует применять, как правило, концентрированный рассол Рассольная схема эксплуатации бесшахтного резервуара: взаимовытеснение хранимого продукта рассолом при закачке-выдаче.
Безрассольная схема эксплуатации бесшахтного резервуара: компрессорная закачка газа и его выдача за счет внутреннего давления в резервуаре, взаимозамещение продукта и газа при закачке и выдаче, отбор продукта погружными насосами..
Допускается совмещать эксплуатацию хранилища с дальнейшим увеличением вместимости подземных резервуаров.
При вытеснении продукта хранения неконцентрированным рассолом или водой количество циклов вытеснения должно определяться в зависимости от изменения концентрации рассола и предельно допустимых размеров резервуара по условию устойчивости.
Шахтные резервуары в породахс положительной температурой
В проектной документации следует предусматривать возможность смены насосов в процессе их эксплуатации, а также систему очистки подтоварной воды, откачиваемой из выработок при эксплуатации резервуаров.
При проектировании системы эксплуатации с переменным уровнем подтоварной воды следует предусматривать одновременную работу водяных и продуктовых насосов с равной производительностью.
Коэффициент использования вместимости для СУГ — не более 0,9.
Бесшахтные и шахтныерезервуарыв многолетнемерзлых породах
Для предотвращения растепления массива многолетнемерзлых пород при эксплуатации резервуара допускается предусматривать буферный объем холодного продукта в выработке-емкости.
хранилище газ резервуар
Опытно-промышленная эксплуатация подземных хранилищ газа
Этап опытно-промышленной эксплуатации (далее — ОПЭ) ПХГ начинается с первой закачки газа в объект хранения и продолжается до выхода хранилища на проектные показатели ОПЭ.
Основными задачами, решаемыми в период ОПЭ, являются:
- проведение опытной эксплуатации ПХГ;
- оценка возможности выхода хранилища на проектные показатели и обеспечение его безопасной циклической эксплуатации;
- развитие и дополнение ИБД (информационной базы данных) текущими данными эксплуатации;
- уточнение и совершенствование геологической и технологической модели эксплуатации.
По результатам ОПЭ выполняется анализ ОПЭ, где на основании проведенных наблюдений и исследований дают заключение о дальнейшем развитии хранилища и возможности выхода на утвержденные проектные показатели циклической эксплуатации, в противном случае выполняют коррективы технологического проекта ПХГ [5].
Циклическая эксплуатация подземных хранилищ газа
Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с выхода хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до консервации (ликвидации) хранилища.
Эксплуатацию наземного оборудования ПХГ осуществляют в соответствии с действующими нормативными документами.
Эксплуатацию объекта хранения газа осуществляют в соответствии с технологическим проектом ПХГ, Режимом эксплуатации ПХГ, обеспечением объектного мониторинга недр, при наличии ИБД, геологической и технологической модели ПХГ.
Расчет режима эксплуатации ПХГ проводится в соответствии с технологической моделью хранилища на планируемый сезон закачки (отбора) газа, который согласовывается и утверждает в установленном порядке.
Режим эксплуатации ПХГ содержит:
- анализ подготовки хранилища к предстоящему сезону закачки (отбора) газа;
- динамику изменения основных технологических показателей на планируемый период закачки (отбора) газа;
- график зависимости максимальной суточной производительности хранилища от пластового давления в объекте хранения.
При циклической эксплуатации организация (разработчик) технологического проекта ПХГ не реже одного раза в 5 лет разрабатывает Обеспечение объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее — Обеспечение), согласованное с территориальными органами Госгортехнадзора России, в котором предусматривает все виды наблюдений и исследований, необходимые для обеспечения безопасной эксплуатации хранилища в соответствии с утвержденными проектными показателям.
Не реже одного раза в 5 лет по результатам работ, проведенным в соответствии с обеспечением, организация (разработчик) выполняет Анализ эксплуатации ПХГ (далее — Анализ), где разрабатывает рекомендации по обеспечению циклической эксплуатации в соответствии с технологическим проектом ПХГ.
Анализ включает следующие разделы:
- введение, где указывают основание для постановки и выполнения работы, состояние объекта, объем и последовательность выполненных работ, краткое содержание основных разделов и ответственные исполнители;
- краткая геолого-гидродинамическая характеристика объекта, состояние изученности, фонд скважин, схема обустройства и основные проектные и достигнутые технологические показатели эксплуатации;
- анализ адекватности геологической и технологической модели ПХГ;
- фактические показатели закачки (отбора) газа по объекту в целом, действующему фонду скважин, водному фактору, выносу песка, состоянию подземного и наземного оборудования;
- анализ показателей закачки (отбора) газа, производительности скважин, сопоставление их с проектными или утвержденными на данный сезон;
- оценка баланса газа, затрат газа на собственные технологические нужды (далее — СТН);
- результаты работ по контролю герметичности, изменению газонасыщенности, распространению газонасыщенного контура, обводнению эксплуатационных скважин, заколонным и межколонным газопроявлениям, промысловым исследованиям;
- анализ проведенных геофизических, геохимических, газодинамических и других исследований на ПХГ;
- оценка состояния ИБД;
— выводы и предложения, рекомендации по дальнейшей эксплуатации объекта, совершенствованию ИБД, геологической и технологической модели эксплуатации. По результатам анализа разработчик дает заключение о соответствии проектных и фактических показателей эксплуатации ПХГ и необходимости их корректировки.
Анализ рассматривается пользователем недр, а результаты оформляют протоколом, после чего принятые рекомендации внедряют на ПХГ.
Замеры и учет расхода общего количества закачиваемого (отбираемого) газа проводят соответствующие службы ПХГ.
При эксплуатации ПХГ осуществляют постоянный расчет (замер) затрат газа на собственные технологические нужды (далее — СТН), результаты которых регистрируют в ИБД и учитывают при ведении баланса газа в объекте хранения. Затраты газа на СТН определяют на основании согласованных Госгортехнадзором России и утвержденных методик.
Ведение баланса газа в объекте хранения (с учетом затрат газа на СТН) осуществляет геологическая служба ПХГ.
Организация, ведущая авторский надзор за эксплуатацией ПХГ на основе технологической модели осуществляет контроль за балансом газа в газохранилище и оценивает возможные пластовые потери.
При значительном расхождении расчетных и учетных данных объема газа в объекте хранения проводят анализ причин отклонений, разрабатывают мероприятия по их устранению и вносят поправки в систему ведения баланса газа на ПХГ.
Скорректированный объем газа в объекте хранения и пластовые потери рассматриваются и утверждаются в установленном порядке.
Энергосбережение на ПХГ осуществляют в соответствии с концепцией энергосбережения на ПХГ и программой энергосбережения на ПХГ.
В период эксплуатации ПХГ мероприятия по энергосбережению состоят в сокращении затрат ТЭР при эксплуатации наземного оборудования и предотвращении (утилизации) возможных потерь газа.
Раз в год пользователь недр проводит анализ выполнения программы энергосбережения на ПХГ, проводит оценку фактических и планируемых (на следующий год эксплуатации) СТН и рассчитывает показатели энергоэффективности ПХГ по природному газу, тепло- и электроэнергии в соответствии с утвержденными методиками и положениями. По результатам анализа разрабатывают мероприятия по энергосбережению на перспективу.
При нарушении герметичности объекта хранения эксплуатацию хранилища приостанавливают до разработки мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации ПХГ (далее — мероприятий), согласования с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждения в установленном порядке.
В мероприятиях приводят анализ возможных причин нарушения герметичности ПХГ, программу необходимых исследований по выявлению причин перетока газа и перечень мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации ПХГ.
Решение о дальнейшей эксплуатации хранилища принимается пользователем недр на основе результатов внедрения мероприятий при наличии согласования Госгортехнадзора России.
В период циклической эксплуатации ПХГ геологическая служба дополняет ИБД информацией о текущих технологических параметрах хранилища, проведенных исследованиях и наблюдениях [5].
Отбор и закачка газа в подземные резервуары осуществляется только по подвесным рабочим колоннам труб.
Подвесные рабочие колонны, спускаемые в скважину подземного резервуара, должны обеспечивать:
- предохранение основной обсадной колонны от коррозии и термобарического воздействия природного газа в процессе циклической эксплуатации хранилища;
- спуск подземного скважинного и геофизического оборудования.
На всех действующих скважинах должен быть установлен оптимальный режим закачки и отбора газа, обеспечивающий требуемую производительность с учетом следующих основных факторов:
- недопустимость гидратообразования в эксплуатационных колоннах;
- обеспечение работоспособности скважинного оборудования;
- обеспечение минимальных гидравлических потерь на трение по скважине;
- обеспечение оптимального темпа снижения давления в подземном резервуаре.
Для уменьшения износа внутренних поверхностей подвесных эксплуатационных колонн и скважинного оборудования (клапан-отсекатель и др.) принимается, что скорость течения газа не должна превышать 30-35 м/с.
Для обеспечения требуемого объема выдачи природного газа из хранилища отбор газа осуществляется, как правило, одновременно из нескольких резервуаров. Оптимальное количество скважин, из которых осуществляется одновременный отбор газа, определяется расчетным путем, исходя из максимально допустимого дебита единичной скважины.
Расчетный технологический режим закачки газа из ПХГ составляется с учетом неравномерности подачи газа по магистральному газопроводу и должен включать в себя плановые средние показатели часовой и суточной производительности закачки газа в хранилище с разбивкой по месяцам на весь период закачки.
План-график закачки утверждается руководителем предприятия.
Для снижения энергозатрат закачку газа осуществляют, как правило, одновременно в несколько подземных резервуаров. Оптимальное число подключаемых скважин при заданной производительности закачки, количество работающих компрессорных агрегатов определяется специальными расчетами [6].
В период проведения пусконаладочных работ на ПХГ во время комплексного опробования должно быть организовано круглосуточное дежурство обслуживающего персонала для наблюдения за состоянием технологического оборудования и принятия мер по своевременному устранению выявленных неисправностей и утечек газа, задействованы автоматические средства противоаварийной и противопожарной защиты [6].
Мониторинг при эксплуатации подземных хранилищ газа
Баланс газа в объекте хранения ПХГ ведется на основе фактических замеров расхода газа на ПЗРГ с учетом СТН.
Баланс газа в ПХГ включает:
- оценку затрат газа на СТН;
- расчет объема закачанного (отобранного) газа за сутки, месяц, сезон с учетом СТН;
- расчет общего объема газа в объекте хранения (в т.ч. техногенные залежи газа);
- учет объема извлеченного конденсата или нефти.
Затраты газа на СТН в балансе объекта хранения компенсируют в период закачки.
Если хранилище эксплуатируется в нескольких объектах, то баланс газа ведут как в целом по хранилищу, так и по каждому объекту отдельно.
Учет и замер количества добываемой пластовой жидкости осуществляется как в целом по газохранилищу, так и по каждому ГСП и эксплуатационной скважине отдельно (при наличии соответствующего оборудования).
Если хранилище эксплуатируют в нескольких горизонтах или изолированных пластах одного горизонта, то учет количества добываемой пластовой жидкости ведут как в целом по хранилищу, так и по каждому объекту отдельно.
При отборе пластовой жидкости проводят ее химический анализ.
Контроль товарного качества газа осуществляет соответствующая служба ПХГ путем определения физико-химического состава, удельного веса, калорийности, точки росы и их соответствия нормативным значениям.
По каждой скважине проводят контроль технологического режима эксплуатации путем замера депрессии (репрессии) на пласт-коллектор, дебита газа и выносимой с газом пластовой жидкости. Допускают осуществление контроля технологического режима эксплуатационных скважин на основании технологической модели.
На хранилищах, где имеется опасность разрушения объекта хранения, максимальная производительность эксплуатационных скважин дополнительно контролируют по показаниям датчиков индикации пескопроявлений или породоуловителей, предусмотренных Технологическим проектом ПХГ.
Контроль за распространением газа в объекте хранения проводят с использованием геофизических, промысловых и аналитических методов.
При водонапорном режиме эксплуатации хранилища определение положения газоводяного контакта (далее — ГВК), газонасыщенной толщины и коэффициента газонасыщенности проводят геофизическими методами в период отбора при максимальном значении ГПО (при пластовом давлении, близком к гидростатическому).
По наблюдательным скважинам, расположенным в водонасыщенной зоне объекта хранения, проводят гидрохимические исследования и промысловые замеры давлений (уровней).
Контроль за распространением газа по площади ПХГ осуществляют аналитическими методами на основе компьютерных построений ГВК [5].
Порядок контроля за эксплуатацией подземного хранилища газа определяется регламентом эксплуатации, утверждаемым руководителем ПХГ.
Вместимость резервуара должна определяться из расчета хранения активного и буферного объемов продукта.
При эксплуатации ПХГ вместимость подземных резервуаров определяется термодинамическим методом, заключающимся в закачке или отборе определенной порции газа с замером начальных и конечных значений давления и температуры. Расчет вместимости подземного резервуара проводится в соответствии с Методикой определения вместимости подземного резервуара сжатого газа в каменной соли, утв. зам. министра газовой промышленности С.С. Кашировым 11.09.89.
В процессе эксплуатации необходимо периодически, не реже одного раза в пять лет, уточнять форму и вместимость каждого подземного резервуара, входящего в состав ПХГ.
Для определения формы и вместимости подземных резервуаров должен быть составлен план-график очередности проведения измерений, который утверждается руководителем предприятия.
Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации должно находиться под постоянным контролем операторов эксплуатационной службы. Во время профилактических осмотров особое внимание следует уделять утечкам газа через фланцевые, резьбовые и сварные соединения, сальниковые уплотнения запорной арматуры, межколонным давлениям. При обнаружении неисправностей и пропусков газа скважины должны быть немедленно перекрыты и приняты меры по замене неисправных узлов и деталей или передаче скважины в ремонт.
Замеры суточных расходов газа отдельно по каждой скважине и суммарного количества закачиваемого и отбираемого газа, ведение документации по учету газа производит служба контрольно-измерительных приборов и автоматики
Техническое обслуживание и ремонт
После отработки каждой единицей технологического оборудования заданного количества часов независимо от ее технического состояния необходимо проводить планово-предупредительный ремонт — текущий или капитальный [6].
Периодичность и последовательность технического обслуживания устанавливают индивидуально для технологического узла или участка.
Аварийные скважины, не подлежащие восстановлению или капитальному ремонту, ликвидируют в соответствии с требованиями, установленными НД [2].
Текущий ремонт включает следующий комплекс работ по контролю состояния подземного резервуара: звуколокацию замера вместимости подземной выработки; геофизическое обследование технического состояния скважины; выявление и устранение дефектов в фонтанной арматуре и скважинном оборудовании; переоборудование скважины при изменении способа эксплуатации.
В капитальный ремонт входят работы, проведение которых связано с достижением предельного износа основных деталей и узлов оборудования и восстановлением их до первоначальных параметров. При капитальном ремонте отдельные узлы технологического оборудования могут быть заменены новыми, более экономичными, повышающими эксплуатационные возможности ремонтируемого объекта [6].
Техническое диагностирование
Техническое обследование подземных стальных газопроводов должно производиться: при продолжительности эксплуатации их до 25 лет — не реже 1 раза в 5 лет, при продолжительности эксплуатации более 25 лет — не реже 1 раза в 3 года. Газопроводы, включенные в план капремонта или замены, должны обследоваться не реже 1 раза в год.
При техническом обследовании подземных стальных трубопроводов должны проверяться герметичность, качество сварных стыков, подверженность коррозионной опасности, состояние защитного покрытия и металла труб.
Внеочередные целевые обследования стальных газопроводов должны проводиться при обнаружении неплотностей или разрыва сварных стыков, сквозного коррозионного повреждения и др.
Допускается проверять герметичность газопроводов воздухом по нормам испытаний, указанным в СНиП 3.05.02-88.
Оборудование и системы компрессорной станции должны подвергаться периодическому освидетельствованию, осмотрам, проверкам, необходимым испытаниям в порядке, установленном соответствующими правилами и инструкциями, акты о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру.
Задачами экспертизы промышленной безопасности и диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ являются:
- определение фактического технического состояния;
- определение возможности продления и продление сроков безопасной эксплуатации при выработке ими нормативного или ранее продленного срока эксплуатации;
- управление техническим обслуживанием и ремонтом по их фактическому техническому состоянию;
- систематизация и обобщение информации, получаемой в ходе экспертизы промышленной безопасности и диагностирования, с целью ее учета при выработке стратегии технического обслуживания, ремонта и реновации.
Организацию, планирование и проведение работ по экспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированию объектов ПХГ осуществляют в соответствии с Положением о системе обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений газопромысловых объектов подземных хранилищ газа ОАО «Газпром» (утверждено ОАО «Газпром» 28 ноября 2003 г.).
Техническое, методическое и организационное руководство проведения экспертизы промышленной безопасности и диагностирования технических устройств, оборудования и сооружений объектов ПХГ осуществляет ОАО «Газпром».
Система обеспечения промышленной безопасности и качества диагностирования ПХГ включает комплекс НД (нормативной документации) по видам технических устройств, оборудования и сооружений, организационные мероприятия и экспертно-диагностическое обслуживание объектов ПХГ.
Работы по экспертно-диагностическому обслуживанию объектов ПХГ проводят на основании ежегодной Программы работ по экспертизе промышленной безопасности и диагностированию технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ ОАО «Газпром», составленной и утвержденной ОАО «Газпром».
Экспертно-диагностическое обслуживание объектов ПХГ состоит из:
- базового (первичного) технического диагностирования;
- периодического технического диагностирования;
- экспертного технического диагностирования, которое проводят в рамках выполнения работ по экспертизе промышленной безопасности объектов ПХГ.
ЭО (эксплуатирующие организации), осуществляющие эксплуатацию ПХГ, Специализированные организации несут ответственность за достоверность и сохранность информации, полученной в ходе выполнения экспертно-диагностических работ.
Консервация (ликвидация) подземных хранилищ газа
Ликвидация подземных хранилищ газа допускается при опасности здоровью или жизни населения, наземным объектам жизнедеятельности и в других экстремальных ситуациях. В остальных случаях проводится консервация ПХГ.
При консервации (ликвидации) ПХГ организация, ведущая авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, составляет технологический проект консервации (ликвидации) ПХГ, который проходит соответствующую экспертизу, согласуется с Госгортехнадзором России и утверждается в установленном порядке.
Технологический проект консервации (ликвидации) ПХГ содержит:
- анализ причин, вызвавших консервацию (ликвидацию) ПХГ;
- режим максимального отбора газа из объекта хранения;
- технологию консервации (ликвидации) скважин на ПХГ;
- план и порядок консервации (ликвидации) наземного обустройства ПХГ;
- обеспечение объектного мониторинга недр на период консервации (ликвидации);
- оценку материальных затрат на консервацию (ликвидацию);
