Файл: Обустройство и эксплуатация подземных хранилищ газа на примере Невского ПХГ Новгородской области.zip
Добавлен: 07.07.2026
Просмотров: 11
Скачиваний: 0
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗАВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»
Институт урбанистики, архитектуры и строительства
Кафедра: «Геоэкология и инженерная геология»
Курсовая работа
по дисциплине «Обустройство подземных хранилищ газа»
на тему: «Обустройство и эксплуатация подземных хранилищ газа на примере Невского ПХГ Новгородской области»
Астафьев Андрей Николаевич
Саратов, 2021 г.
Вариант 3
по курсовому проектированию по дисциплине «Обустройство подземных хранилищ газа» студенту 4 курса группы Б1-НФГД ипу-42
Астафьев Андрей Николаевич.
Тема проекта: «Обустройство и эксплуатация подземных хранилищ газа на примере Невского ПХГ Новгородской области»
Исходные данные к проекту ____материал сайта http://ugs.gazprom.ru/_, курс лекций___ Содержание расчетно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):
Введение.
1. Характеристика подземного хранилища газа.
1.1 Физико-географические условия расположения ПХГ.
1.2 Геологическое строение ПХГ.
2. Оборудование подземного хранилища газа.
2.1 Особенности эксплуатации ПХГ.
2.2 Описание технологической схемы закачки и отбора газа из подземного хранилища газа.
2.3 Основное технологическое оборудование ПХГ.
3. Расчет количества эксплуатационных скважин.
Исходные данные к расчету:
Необходимо определить количество эксплуатационных скважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,8 млрд. м3 и производительностью 38 млн. м3/сут. На старой промплощадке в настоящее время работает 27 скважин.
- средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ: 1,64 км;
- диаметр проходного сечения шлейфа D: 130 мм;
- среднее давление на устье скважины рн: 48,4 кг/см2;
- среднее давление на входе в блок сепарации рк: 33,2 кг/см2;
- средняя температура грунта tгр: -3,0 оС;
- средняя температура газа на устье скважины tн: +5,0 оС;
- средняя температура газа на входе в блок сепарации tк: +4,0 оС;
- средний суточный расход одного шлейфа Q: 0,442935 млн. м3/сут.
4. Правила эксплуатации подземного хранилища газа.
Заключение
Список использованных источников
Используемая литература.
Дата выдачи задания _________________________________________
Срок сдачи студентом законченного проекта ____________________ Руководитель проекта________Фокин С.В._______________________ Задание принял к исполнению (подпись, дата)_____________________
1. Характеристика подземного хранилища газа
1.1 Физико-географические условия расположения ПХГ
Общие сведения о географическом положении и характеристиках Невского ПХГ приводятся в работе. Объектом хранения газа является относительно тонкий (толщина 2-12 м) сложенный песчаником I гдовский пласт, входящий в состав гдовского горизонта (толщина 48-102 м) и примыкающий к его подошве. Рассматривался промежуток геологического времени длительностью 650-680 млн лет от момента формирования гдовского горизонта до современного этапа. 3D-палеогеомеханическая история Невского ПХГ изучается в выбранные моменты, соответствующие завершению формирования последующих за гдовским горизонтов, для которых имеется геологическая информация. Для построения 3D-палеоструктур и определения напряженно-деформированного состояния горных пород использовались глубины и абсолютные отметки в скважинах для следующих стратиграфических подразделений: гдовский горизонт (средняя абсолютная отметка кровли 898 м; возраст 650-680 млн лет); котлинский горизонт (765 м), ломоносовская свита (742 м; 580 млн лет), тискреский горизонт (633 м), тремадокский ярус (580 м), среднеордовикский горизонт (388 м), пярнуско-наровский горизонт (340 м; 385 млн лет), швентойский горизонт (157 м), бурегский горизонт (70 м; 370 млн лет). МЕТОДИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ Создание 3D-палеогеомеханической модели заключается в использовании палеоструктурных построений для определения смещений точек пласта (целевого объекта) на протяжении выбранного промежутка времени, а именно - на границах отдельных геологических этапов вплоть до современного. По найденным смещениям методами физики прочности находят деформации и напряжения в горной породе, а также области трещиноватости и улучшенных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Главное преимущество 3D-палеогеомеханической модели по сравнению с традиционными гео механическими моделями заключается в учете действия тектонических сил, по своей величине сравнимых или даже превышающих силы, связанные с весом вышележащих горных пород. Подробно техника 3D-палеогеомеханического моделирования изложена в работах на примере гдовского горизонта Невского подземного хранилища газа (ПХГ). В силу новизны методики публикации по 3D-палеогеомеханической модели в отечественной и зарубежной литературе отсутствуют. Отмечается эффективность нового метода для разработки месторождений и эксплуатации ПХГ, в том числе для размещения эксплуатационных скважин в областях с улучшенными ФЕС породы пласта-коллектора, определения путей миграции флюидов, решения проблем при бурении и заканчивании скважин, а также для определения дизайна и проведения гидроразрыва пласта и т.д. В настоящей работе с помощью разработанной 3D-палеогеомеханической модели проследим более подробно историю формирования гдовского горизонта Невского ПХГ. Поставлена практическая задача определения закономерностей формирования структурной ловушки объекта хранения газа - I гдовского пласта и кровли гдовского горизонта, а также закономерностей и динамики образования областей улучшенных ФЕС породы пласта-коллектора для совершенствования эксплуатации Невского ПХГ. В целях оптимизации расчетной сетки будем использовать условную систему координат, повернутую на 45° против часовой стрелки в горизонтальной плоскости относительно традиционной системы координат.
1.2 Геологическое строение ПХГ
Рассмотрим изменение формы кровли I гдовского пласта Невского ПХГ в течение промежутка времени начиная с момента формирования гдовского горизонта (650-680 млн лет назад) до современного этапа. Максимальный перепад отметок кровли составляет 29,5 м. В кровле I гдовского пласта сформировались два купола: первый - с амплитудой 3 м в юго-западной части Невского ПХГ, второй - с амплитудой 5 м в северо-восточной части хранилища. К моменту завершения формирования котлинского горизонта форма кровли I гдовского пласта существенно изменяется. Величина максимального перепада отметок кровли достигает 44,4 м. Структурная ловушка в северо-восточной части Невского ПХГ расформировывается, тогда как в юго-западной части хранилища сохраняется небольшой купол амплитудой 6 м. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА В дальнейшем при переходе от одного геологического этапа к другому кровля I гдовского пласта претерпевает существенные изменения. Структурные ловушки могут как образовываться, так и расформировываться в различных областях пласта-коллектора. К моменту завершения формирования бурегского горизонта (370 млн лет назад, предшествующего современному этапу, многократно происходила существенная перестройка формы кровли I гдовского пласта. При этом структурная ловушка, образованная в основном двумя крупными куполами, формировалась не там, где она находится на современном этапе, а в северо-восточной части Невского ПХГ. Амплитуда перепада отметок кровли I гдовского пласта составляет 77,8 м, а амплитуда куполов - 21,0 м. Существенные изменения формы кровли происходят на всем протяжении рассматриваемого отрезка геологической истории территории Невского ПХГ, что справедливо как для I гдовского пласта, так и для включающего его гдовского горизонта. Таким образом, характер формирования гдовского горизонта и I гдовского пласта на всем протяжении их развития нельзя считать унаследованным, поскольку схожести формы кровель при переходе от одного геологического этапа к другому не наблюдается. Форма кровли I гдовского пласта Невского ПХГ на момент завершения формирования бурегского горизонта ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ №7 | 771 | 2018 г. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА МОДЕЛЬ СОВРЕМЕННОГО ЭТАПА Очередное существенное изменение формы кровли I гдовского пласта наблюдается при переходе от момента завершения формирования бурегского горизонта к современному этапу. Купола ловушки, существовавшие в северо-восточной части Невского ПХГ на момент завершения формирования бурегского горизонта, расформировываются. Образуется современная структурная ловушка - объект хранения газа Невского ПХГ, состоящая из нескольких куполов, протянувшихся с юго-запада на северо-восток. Величина максимального перепада отметок кровли I гдовского пласта составляет 79,8 м, а амплитуда структурной ловушки, замкнутой в рассматриваемой области, - 17,5 м. Форма кровли I гдовского пласта, примыкающего к подошве гдовского горизонта, характеризуется начальной неоднородностью на момент завершения формирования данного горизонта. Как часть гдовского горизонта, I гдовский пласт «жестко» связан с ним. Целесообразно сравнить динамику кровли объекта хранения газа на ПХГ I гдовского пласта с динамикой кровли гдовского горизонта, вмещающего этот пласт, в характерные моменты, определяемые формированием последующих за гдовским горизонтов, вплоть до современного этапа. При этом наблюдается схожесть формы кровель гдовского горизонта и I гдовского пласта. На протяжении рассматриваемого отрезка геологической истории гдовский горизонт деформируется, и вместе с ним деформируется входящий в его состав I гдовский пласт. Схожесть формы их кровель на границах одних и тех же геологических этапов объясняется тем, что масштаб начальной неоднородности формы кровли I гдовского пласта, как правило, существенно меньше масштаба вариаций формы гдовского горизонта по мере формирования последующих за ним горизонтов. В качестве примера, иллюстрирующего указанную закономерность, форма кровли гдовского горизонта Невского ПХГ на момент завершения формирования бурегского горизонта. Таким образом, можно констатировать, что как современная кровля гдовского горизонта, так и структурная ловушка I гдовского пласта Невского ПХГ являются новыми образованиями, сформировавшимися на современном этапе.
2. Оборудование подземного хранилища газа
хранилище газ скважина подземный
К основному оборудования подземных хранилищ газа относятся:
· - подземный резервуар
· - обсадная колонна
· - холодильник
· - маслоотбойник
· - компрессор
· - узел замера газа
· - фильтр сепаратор
· - пылеуловитель
· - установка осушки газа
· - сепаратор
· - теплообменник
Газовые сепараторы являются обязательным оборудованием в технологических линиях на предприятиях добычи и хранения природного газа, нефтегазодобывающих, перерабатывающих и химических предприятиях. Они выполняют функцию предварительной очистки природного или попутного нефтяного газа от механических примесей, конденсата, нефти, капельной влаги перед последующей его переработке или перед транспортировкой по магистральным трубопроводам. Также они входят в состав установок предварительной подготовки газа и нефти, устройств очистки газа, систем сброса воды.
Обсадная колонна - предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания (иногда сваривания). Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, изготовляются в основном из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые с раструбным концом).
Теплообменные аппараты подразделяются:
· - по назначению: на теплообменники (Т), холодильники (X), конденсаторы (К), испарители;
· - конструктивно: на аппараты с неподвижными трубными решетками (тип Н), с температурным компенсатором на кожухе (тип К), с плавающей головкой (тип П) и с U-образными трубами (тип У);
· - по типу применяемых труб: гладкие трубы (Г), трубы с накатными кольцевыми канавками - диафрагмированные трубы (Д).
Кожухотрубчатые теплообменники представляют собой аппараты, выполненные из пучков труб, скрепленных при помощи трубных решеток и ограниченных кожухами и крышками с патрубками.
Трубное и межтрубное пространства в аппарате разобщены, а каждое из них может быть разделено перегородками на несколько ходов. Для повышения эффективности теплообмена оборудование может комплектоваться разнообразными интенсификаторами теплообмена, устанавливаемыми как в трубное пространство, так и в межтрубное.
Внутреннее устройство теплообменного аппарата зависит от проводимого в аппарате процесса и подбирается индивидуально под условия Заказчика. В аппаратах, предназначенных для проведения теплообменных процессов между газами, в межтрубном пространстве могут быть установлены специальные перегородки для увеличения турбулентности газового потока и повышения эффективности теплообмена.
В составе инженерных сооружений ПХГ входят газовые скважины, компрессорные станции, системы газопроводов, а также очистки и осушки газа. Главным условием разработки ПХГ - герметичность. Скважины имеют автоматические забойные клапаны, исключающие фонтанирование. Для предотвращения газовых утечек осуществляется постоянный контроль над давлением, насыщенностью газа, соленым составом вод, составом растворенных газов. На герметичность покрышки природного резервуара или скважин поступления и откачки газа подлежит тщательному исследованию почвенно-газовая и водно-газовая съемка
2.1 Особенности эксплуатации ПХГ
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.
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.
Рис. 1
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.
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.