Файл: Подземное хранение газа (вопросы теории, практики и экономики) А. И. Ширковский. 1960- 4 Мб.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.04.2024
Просмотров: 53
Скачиваний: 0
5. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНИЛИЩЕ ГАЗА В РАЙОНЕ КАЗАНИ
Возможным объектом для создания подземного хранилища газа в районе Казани является Красновская структура.
Коллектором для подземного хранилища газа, по-видимому, могут быть органогенные фораминиферовые известняки, зале гающие в толще верхнего карбона. Основным газовмещающим коллектором, вероятно, будет известняк, слагающий кровлю трицптового и подошву псевдофузуллпнового горизонтов. Мощность его 15—20 м, пористость 18—20%, коэффициент проницаемости 1,4—1,5 дарси. Слои известняков образуют брахиантиклинальную складку.
В кровле пласта коллектора залегают плотные отложения нижнепермских отложений, выше их — верхний комплекс нижней перми, сложенный достаточно мощной толщей галогенных
(сульфатных) отложений. Они представлены очень плотными монолитными гипсами.
Летние избытки газа в Казани в 1965 г. составят 202 млн. м3. Распределение избытков газа по месяцам приведено в табл. 29.
Таблица 29
Летние избытки газа
Районы
|
Апрель |
Май |
Июнь |
Июль |
Август |
Сентябрь |
__ |
Октябрь |
Горький ................................ |
— |
51,77 |
57,0 |
81,53 |
83,08 |
55,50 |
12,09 |
Куйбышев ......................... |
— |
53,4 |
67,8 |
67,2 |
70,5 |
54,3 |
1,8 |
Казань .................................... |
8,0 |
32,0 |
33,4 |
46,5 |
44,0 |
29,0 |
9,1 |
Для расчета основных технико-экономических показателей
принимались |
следующие исходные данные: |
Q0l. |
— 202 . 10е м3; |
||||
рпл = 32 amd; |
СГ) = 60 руб/тыс. |
м3; |
Сп = 200000 руб.; |
Q — |
|||
= 1,11 ■ 106 м3/сутк\г. |
/1 = 0,07; |
/г = 0,15; |
/з = 0,07; |
А =■ |
|||
= 4000 м3/сутки ат2; |
С = 8000 м3/сутки ат; |
а — 2700 руб/л. с.; |
|||||
5=200 руб/л. с. год; |
L = 320 м; |
pi |
= 18 ата; |
рч — 16,5 |
ата; |
||
к0 = 1,02; Ес |
= 0,1 м. |
|
|
|
|
|
|
Результаты расчетов приведены и |
табл. 30. |
|
|
|
|||
66
Таблица 30
Основные расчетные данные
Для района Киева
5001 29 |129,4| 43 | 3,85[ 2,0 | 2,6б| 17,4| 8,0 11,45| 1,9о| 4,83 | 48,0 115,9 | 158 | 6000
Для района Горького
735 | 23 | 376 | 110 | 3,42] 2,9г| 1 | 5,8 | 4 | 0,4 | 0,5 | 5,0 | 01,0 115,0 | 1401 4560
Для района Казани
320 | 16 | 87,6 | 43,4 | 2,6 11,94| 2,111 8,0 | 3,0 | 0,9 11,1111,92 115,5 | 9,5 | 77,2 | 2000
6.ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ НЕФТЯНОГО ГАЗА
ВБАШКИРСКОЙ АССР
Внастоящее время на нефтяных промыслах Башкирской АССР
еще сжигается значительное количество газа добытого вместе
снефтью.
Всвязи с ускоренным развитием нефтехимической и газовой промышленности проблема сбора и использования нефтяного газа в Башкирской АССР, так же как и в других нефтедобываю щих районах, приобрела большое народнохозяйственное значение.
Одним из радикальных путей решения проблемы сохранения природного газа является подземное хранение.
Вкачестве объектов для организации подземного хранения газа в районе Ишимбая можно рассмотреть несколько истощенных нефтяных месторождений в рифовых массивах. Наиболее подхо дящим объектом в начальной стадии организации подземного
хранения газа будет, вероятно, Термень-Елгинский рифовый массив. Структурная карта Термень-Елгинского массива приве дена на рис. 24.
Рифовые массивы сложены известняками с подчиненными прослоями доломитов. Их общая мощность колеблется от 500
до 1300 м. Сакмаро-артинские рифовые массивы несогласно пере-
5* |
67 |
крываются преимущественно ангидритами и гипсами кунгур
ского яруса.
Истощенные нефтяные залежи в рифовых, массивах весьма
удобны для организации в них подземных хранилищ газа. Они имеют большую мощность нефтеносности при малой площади, доказанную герметичность кровли, в ряде случаев — хорошие
Рис. 24. Структурная |
карта Термень-Елгинского массива. |
||
1 — скважины |
действующие; 2 — ликвидированные; |
з —нагне |
|
тательные |
водяные; |
4 — для закачки и отбора |
газа. |
коллекторские свойства. Снизу нефть подпирается подошвенной
водой.
Термень-Елгинский массив вскрыт |
скважинами и вступил |
в эксплуатацию в 1939 г. Он относится |
к связке Ишимбайских |
массивов, замыкая ее с юга. Вершина рифового массива залегает на глубине 560—570 м, основание — на глубине 1000—1150 м, что
соответствует абсолютным отметкам па вершине — 385 м, в осно
вании — 830—900 м. Длина большой оси по изогипсе 800 м равна
1,7 км, малой — 1 км, углы наклона 25—30°. Массив со всех сторон
68
облекается ангидритами. Пористость и проницаемость известня
ков чрезвычайно |
изменчивы. |
По данным Д. Ф. |
Шамова |
и |
А. В. Пахомовой |
[35] образцы, |
имеющие пористость |
от 25 |
до |
30—33%, характеризуются проницаемостью от 220 до 1737 милли дарси. При пористости от 15,2 до 19,2% проницаемость колеблется от 133 до 347 миллидарсп, при пористости образцов меньше 15% проницаемость меньше 100 миллидарси. Начальное пластовое
давление принималось равным 70—80 ати. Статическое пластовое
давление по скважинам, измеренное в |
мае 1956 г., |
изменялось |
|||||||||
от 1,3 до 12 ати, ио |
большинству скважин — от |
2 |
до 3 ати. |
||||||||
Измеренное в |
1958 г. |
статическое давление в скв. 15 |
равнялось, |
||||||||
по-видимому, |
2 ати. |
|
|
отобранный при |
давлении |
0,1 — |
|||||
Состав газа по скважинам, |
|||||||||||
0,2 ати и средний по площади, приведен в табл. |
31. |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 31 |
||
|
|
|
Данные о |
составе газа |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
Состав газа, |
Средние данные |
||||||
Определенна и компоненты |
% |
мол. |
|||||||||
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
скв. 50 |
скв. 39 |
% мол. |
% |
вес. |
г/н.и3 |
||
Относительный |
вес |
по |
|
|
|
|
|
|
|
||
воздуху: |
СО2 |
|
|
0,9165 |
0,9341 |
0,4 |
0,9253 |
|
|||
|
|
|
0,6 |
0,2 |
|
0,1 |
|
||||
|
Н2 |
|
|
1,5 |
0,1 |
0,8 |
|
1,0 |
12 |
||
|
сн4 |
|
|
9,0 |
7,1 |
8,0 |
|
8,6 |
|
||
|
|
|
54,4 |
57,1 |
55,7 |
34,0 |
|
||||
|
с2нв |
|
|
17,1 |
15,2 |
16,2 |
18,5 |
39 |
|||
i |
C4II10 |
|
|
1,5 |
1,6 |
1,6 |
|
3,5 |
|||
И С4Н10 |
|
|
2,8 |
3,8 |
3,3 |
|
7,3 |
99 |
|||
1 |
CjHjj |
|
|
0,4 |
0,8 |
0,6 |
|
1,6 |
13 |
||
И С5Н42 |
|
|
0,5 |
1,6 |
1,1 |
|
3,0 |
16 |
|||
С6Н]4 + высшие |
|
0,6 |
0,9 |
0,7 |
|
2,3 |
23 |
||||
Средний |
молекулярный |
|
|
|
|
|
|
|
|||
вес |
|
|
|
|
|
|
26,2 |
|
|||
Низшая теплотворная спо- |
|
|
|
|
|
|
|
||||
собность без H2S, ккал/м3: |
|
|
|
|
|
|
|
||||
при |
0° С |
|
|
|
|
|
12 034 |
|
|||
» |
20°» |
|
|
|
|
|
И 213 |
|
|||
Подземное хранилище в Термень-Елгинском массиве в гео |
|||||||||||
графическом отношении расположено весьма выгодно, |
оно |
нахо |
|||||||||
дится вблизи потребителей газа (гг. Стерлитамак, Салават, Беле сей, Красноусольск и др.).
Принимая максимально допустимое давление Рмя — 85 ата,
начальное пластовое давление (к моменту начала закачки) Рп —
= 5 ата, в подземное хранилище можно закачать 147 млн. м3
69
газа. В проектируемое хранилище намечается использовать сле
дующее количество газа (табл. |
32). |
|
|
|
|
|
Годовые избытки сырого газа |
|
Таблица 32 |
||||
|
|
|
||||
1959 |
1960 |
1961 |
1962 |
1963 |
1964 |
1965 |
Избытки газа, млн. м3 . . 403 |
464 |
502 |
537,5 |
556 |
575 |
593 |
После отбензинивания объем газа уменьшается на 13%. Сле довательно, объем подлежащего храпению в 1959 г. отбензинен
ного газа составит 352 млн. Л13, или в среднем 965 000 м3/сутки. Наибольшее количество потерь газа приходится на четыре ме
сяца: сентябрь — декабрь. Потерн за эти |
месяцы |
составляют |
38,3% от годовых потерь, что равняется |
154,3 млн. |
м3 сырого |
или 134,3 млн. № отбензиненного газа. |
|
|
Расчет показывает, что в конце закачки газа потребуются всего |
||
две скважины. Давление на устье скважины в это время будет ру = 83,5 ата, на забое — 89 ата. Для закачки газа, наиболее вероятно, можно использовать скв. 26 и 31.
Скважины расположены в пределах наиболее высокой цен тральной части массива. Глубина их 890 и 896 м, поверхность массива вскрыта на глубинах 604 и 590 м. По рифогенным поро
дам скв. 26 пройдено 286 м, из них верхние 162 мгазоносны,
нижние 124 м нефтеносны. Эксплуатационная 8" колонна спущена на глубину 769 м, т. е. в кровлю нефтяной зоны. Цементное
кольцо за трубами поднято на 200 м выше башмака колонны,
полностью перекрывая газоносную часть. Скв. 31 по рифогенным породам пройдено 306 м, эксплуатационная колонна спущена на глубину 804 м.
Кроме выгодного положения на площади, скв. 26 и 31 отли
чаются от других коллекторскими свойствами. Суммарная мощ ность коллекторов выше абсолютной отметки 650 м: в скв. 26 —
250 м, |
в скв. 31 — 225 м, |
в том числе «ситчатых» |
известняков |
||
около |
50 м. Породы, |
пройденные скв. 26, |
имеют |
наилучшую |
|
пористость — до 33% |
и |
максимальную |
проницаемость — до |
||
1737 миллидарси.
Для наблюдения за продвижением газа можно принять две группы скважин, находящихся на различном расстоянии о г
нагнетательных: Кая группа — скв. 11, 53, 27, 32, 8, 35, 30, 50; 2-ая группа — скв. 58, 57, 52, 49, 29, 25, 39, 36, 28, 54, 59.
При подходе газа к скважинам 1-й группы они закрываются. В процессе закачки газа все скважины промысла необходимо
остановить. Остановка скважин не приведет к заметному сниже
нию добычи нефти по НПУ Ишимбайпефть, так как удельный
вес этой площади в общей добыче составляет лишь десятые доли
7»
