Басниев К.С. Энциклопедия газовой промышленности

Подождите немного. Документ загружается.

ПОДЗЕМНОЕ

ХРАНЕНИЕ

Кровля

коллектора

Фонтанные

трубы

Раствор

Разъединительный

переходник

Обсадная колонна 7*

(178

мм)

Седло для пробки

Скважина 8" 3/4

(222

мм)

Пакер

(уплотнение кольцевое)

Устройство

разъединения

Колокол

Соединение

левое

ПЕСОК . .

КОЛЛЕКТОРА

Скважина 6" 1/4

(159

мм)

(открытый

забой)

Соединение

гладкое

Пакер

Пластовым

Седло для пробки

' ПЕСОК

КОЛЛЕКТОРА'

Башмак

сифона

Выступы

крепления

Забой

скважины

Оборудование

забоя

эксплуатационной

скважины

фильтрами

(случай

коллектора

двумя

горизонтами)

394

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

3.2.4.2.

Наземное оборудование

Его роль обеспечить главным образом:

— транспорт газа между скважинами и централь-

ной станцией (газосборная сеть заглублена);

— обработка извлеченного газа:

• удаление воды, добываемой некоторыми

скважинами (сепараторы располагаются на

площадках скважин

и/или

на центральной

станции);

• осушка газа: колонны гликолевой осушки на

центральной станции; для того

чтобы

преду-

предить образование гидратов в сборном

коллекторе, вводят метанол на устье сква-

жин (см. § 2.4.6.);

• удаление сероводорода; образование серово-

дорода в подземных коллекторах может

быть

результатом гидролиза или разложения сер-

нистых соединений нагнетаемого газа (одори-

зация),

бактериального восстановления по-

род,

содержащих

сульфаты

(бактерицидная

обработка коллектора при закачке исключи-

ла добычу Hj>S в Люссанете), или восстанов-

ление пиритов, присутствующих в

пластах-

коллекторах.

Установки обессеривания представляют со-

бой или колонны диэтаноламиновой очистки

для газа, не содержащего СО

, или установки

с активированным углем;

• фильтрование газа,

чтобы

удалить

мелкие

твердые частицы, которые могут

быть

пропу-

щены в некоторых

случаях

забойными

филь-

трами (см. § 2.4.5.);

• другие обработки в соответствии с особенно-

стями посторонних примесей, если подземные

хранилища созданы в старых

нефтяных

месторождениях (углеводороды и т.д.);

• контроль запаха и возможная одоризация;

— сжатие: для технического расчета компрессо-

ров необходимо знать возможности пластового

коллектора и как они будут использованы и тем

самым,

режим пластового давления, опре-де-

ленный для различных сценариев использова-

ния,

рассмотренных на имитационных моделях,

так же как и режим

давления

в сети (закачка-

отбор);

—

учет

(площадка учета):

• на каждой площадке скважин на

выходе

из

сепаратора (учет по скважинам);

• централизованный на станции после осушки

(общий учет);

— замеры давлений и температур на устье сква-

жин для того, чтоб контролировать состояние

скважин и коллектора.

3.2.5.

Общие соображения по

эксплуатации

хранилищ

Эксплуатация хранилища включает, с одной

стороны,

операции по наблюдению и контролю за

собственно пластовым резервуаром и окружаю-

щим его пространством и, с другой стороны, уход и

содержание в порядке забойного и по-

верхностного оборудования для того,

чтобы

храни-

лище могло обеспечить с полной надежностью все

функции, для которых оно

было

разработано.

Осуществляются контроль и поддержание в по-

рядке подземных комплексов (пластовый резер-

вуар и скважины).

3.2.5.1.

Контроль

3.2.5.1.1.

Обычные

наблюдения

Скважины, числом в несколько десятков, раз-

мещаются на поверхности в несколько квадратных

километров. Периодическая проверка осущест-

вляется

на всех скважинах для

того,

чтобы

обнару-

жить в них

любые

отклонения и осуществить необ-

ходимые мероприятия (наиболее часто давление

на устье).

3.2.5.1.2.

Распространение газового пузыря

Наблюдение за распространением газового

пузыря производится особенно

тщательно

во вре-

мя закачки газа:

— замерами

давления

в контрольных скважинах,

открытых в пластовом резервуаре; любое рез-

кое

увеличение

давления

на устье вызывается

появлением газа;

— замерами границы раздела вода-газ в кон-

трольных

скважинах;

— нейтральными методами в контрольных сква-

жинах.

Используя эту информацию, оценивается с осо-

бым вниманием продвижение головного фронта,

особенно в критических направлениях.

Если

он

слишком приблизился к высоте ловушки, необходи-

мо замедлить или даже остановить закачку газа

3.2.5.1.3.

Потенциал резервуара: давление в

недрах

газового пузыря;

продуктивность скважин

В первом приближении считают, что давление

(Рп„) в недрах газового пузыря одинаково (ввиду

небольшой вязкости газа).

Его величина определяется с помощью замеров,

произведенных на скважинах:

— наиболее часто путем регулярного определе-

ния

давления

на устье остановленных скважин;

забойное давление (равное среднему давле-

нию в недрах газового пузыря, так как дебит

равен

нулю)

рассчитывается с помощью урав-

нения равновесия:

= р9

и уравнения состояния газа:

RZT;

— непосредственных замеров глубинным мано-

метром,

автономно спущенном на кабеле (меха-

ническом,

например "Амерада", или электри-

ческом) на забой скважины, или каротажным

зондом;

— если все скважины находятся в стадии добычи

или закачки, замеры

давления

на устье позво-

ляют

определить приближенное значение

среднего

давления

в газовом объеме, учи-

тывая, с одной стороны, потери

давления

скважине, и, с другой стороны, потери давле-

ния в пласте в призабойной зоне.

395

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

3.2.5.1.3.1.

Потери давления в призабойной зоне

скважины,

продуктивность скважины

Скорости

движения газа в пористой среде вбли-

зи

эксплуатационных скважин значительны, и они

приводят к потерям давления в призабойной зоне,

равным при отборе, разности между давлением в

газовом

объеме [Р^ и давлением на забое сква-

жины,

или забойным давлением (Р,).

Зависимость

между Р

и Р, записывается в виде:

L-

= AQ + BQ

Q - дебит скважины, выраженный для норма-

льных

условий по температуре и давлению.

Коэффициент продуктивности скважины опре-

деляется по соотношению:

-Р

1„

- = A + BQ.

Примечание:

В нефтяной промышленности коэффициент про-

дуктивности скважины определяется:

Коэффициенты А и В определяются

экспери-

ментально: в невозмущенном пласте осуществля-

ют установившиеся отборы с постоянными дебита-

ми,

ожидая для каждого из них стабилизацию за-

бойного

давления; используя экспериментальные

значения Q и Р„ полученные таким образом, опре-

деляют (методом наименьших квадратов) значе-

ния коэффициентов А и В.

3.2.5.1.3.2.

Потери давления в скважине

Точный расчет изменения давления и темпе-

ратуры газа в эксплуатационной скважине осуще-

ствляют с помощью относительно сложных про-

грамм,

учитывающих теплообмен между потоком

газа

и породами.

Некоторые гипотезы - адиабатическое течение

(высокий

дебит), изотермическое течение (низкий

дебит),

температура потока газа получается путем

линейной интерполяции между забойной темпе-

ратурой (равной температуре на глубине пласта при

отборе) и температурой на устье (замеренной) -

значительно упрощают расчеты (использование

возможностей

миниЭВМ).

На участке скважины, имеющем одинаковые

геометрические

характеристики, соотношение,

свя-зывающее величины давлений на концах (з -

внизу

и у - вверху), будет:

= EP

(E-1)FQ

где

expf

6,i

843

•

10"

F = iv 5.41 Ю"

cosy DA

». Ру-давление (бар);

do - плотность газ/воздух;

Q -дебит

(мз^-ч-

);

z - средний коэффициент сжимаемости

газа;

Т - средняя температура газа (К);

V -угол между вертикалью и осью скважины (°);

L - длина участка (м);

D = —— гидравлический диаметр (м);

А - проходное сечение (м

);

Р - омываемый периметр (м)

(для круглого канала гидравлический диаметр -

это

внутренний диаметр; при течении в кольцевом

пространстве

между наружным диаметром (D,)

внутренней трубы и внутренним диаметром

внешней трубы (Da): D = D

- D,);

i\ -

+1:

течение з —*• у (отбор)

-1:

течение у —»> з (закачка);

X - средний коэффициент гидравлического со-

противления

( 2,51 е Формула

lRe-Д

71D

Колерую,

где:

е - шероховатость стенки (м);

Re - 3,59

•

" (число Рейнольдса);

- динамическая вязкость газа (мПа)

(порядок

величины X: 1,5

•

10* - 2

•

10*).

3.2.5.1.3.3. Продуктивность скважины и приток

воды

Основным следствием появления воды в про-

дукции

скважины является снижение ее продук-

тивности,

в самом деле потери давления в приза-

бойной

зоне и скважине в этом случае значительно

возрастают (двухфазное течение).

Если

в резервуаре с хорошо выраженной струк-

турой вода появляется в скважинах только после

отбора значительного количества полезного объе-

ма,

то далеко не то же самое будет в случае резер-

вуара со слабо выраженной структурой или не-

большой толщиной газового пузыря.

Снижение давления в призабойной зоне в про-

цессе

отбора изменяет положение контакта вода-

газ;

он образует конус воды (water-coning), кото-

рый,

начиная с некоторой предельной величины

дебита, названной "критическим дебитом", дости-

гает

забоя скважины. Продукция скважины стано-

вится двухфазной.

3.2.5.1.3.4. Продуктивность скважин и вынос

песка

При отборе газа в резервуарах песчаных или

образованных из мелкозернистых слабо сцементи-

рованных песчаников наиболее мелкие частицы

песка

увлекаются продукцией.

Чтобы предотвратить любое появление песка в

продукции,

забой скважины в зоне пласта-резер-

вуара оборудуется фильтрами, они играют двой-

ную роль: закрепить открытый ствол и обеспечить

фильтрацию через естественный фильтрующий

массив.

Наиболее крупные частицы песка или ис-

кусственный фильтрующий слой (фильтры с двой-

ными стенками, содержащие искусственные

филь-

трующие элементы или также крупнозернистый

песок,

закачанный между фильтром и открытым

стволом:

"gravel-pack" или "aquapack") увеличива-

ют эффективность щелей фильтров.

Существует максимальный дебит, при превыше-

нии

которого

фильтры

не могут эффективно

выполнять свою роль и рискуют быть испорчен-

ными.

Этот дебит определяется спецификацией

изготовителя максимальным значением скорости

течения в

щелях.

3.2.5.2.

Ремонт скважин

3.2.5.2.1.

Легкий

ремонт

3.2.5.2.1.1.

Работа на кабеле ("wire-line")

Эта техника состоит в проведении работ в

скважине

под давлением различными инструмен-

396

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

тами,

которые подвешиваются на стальном тросе

высокой прочности.

Этот процесс позволяет осуществлять вмеша-

тельства, которые могут

быть

разделены на две

большие группы:

— замеры, поверхности контакта вода-газ,

темпе-

ратуры, давления, контроля забоя скважины;

—

ремонтные

работы

постановка или извлечение

изолирующих пробок, работа в скважине

желонкой с целью извлечения осадков, ско-

пившихся на забое скважины, постановка на

место

или замена

съемных

предохранительных

клапанов, труб, перекрывающих

фильтр.

3.2.5.2.1.2.

Работа под давлением "snubbing"

Технология "snubbing" состоит во введении и из-

влечении из скважин под давлением

колонны

по-

лых элементов небольшого диаметра, которая по-

зволяет осуществить через элементы оборудова-

ния скважины (оборудование) различные опера-

ции,

среди которых наиболее часто выполняются:

— промывка отложений, скопившихся на забое

скважин,

и их подъем с помощью циркуляции

флюида;

— закачка на забой скважины различных

веще-

ств, предназначенных для стимуляции притока;

— извлечение различных инструментов, упавших

или заклиненных на забое скважин.

3.2.5.2.1.3.

Намотанная труба ("coil-tubing")

Технология "coil-tubing" (намотанная труба) со-

стоит во введении в скважины под давлением по-

лой непрерывной

трубы

небольшого диаметра.

Она позволяет осуществить различные опера-

ции,

целью которых является получение цирку-

ляции жидкого или газообразного флюида (обра-

ботка,

эрлифт, разбуривание отложений с помо-

щью

турбины

т.д.).

3.2.5.2.1.4.

Ремонт

устьев

скважин

Эта

операция состоит в проведении стандарт-

ной замены неисправных задвижек на устье сква-

жин,

приведение их в исправность и их повторное

испытание в мастерских.

3.2.5.2.1.5.

Проверка предохранительных

клапанов и их поверхностных

аппаратов управления и контроля

Периодические

исследования позволяют прове-

рить хорошую работу предохранительных клапа-

нов.

В случае нерабочего состояния или нарушения

герметичности

самих клапанов встречаются два

варианта:

— клапан объединен с оборудованием, тогда

необходимо заглушить скважину,

чтобы

извлечь трубы, прежде чем заменить клапан

(см.

3.2.5.2.2);

— клапан устанавливается с помощью кабеля;

вмешательство на кабеле позволяет быстро

его

заменить.

3.2.5.2.2.

Капитальный ремонт

В следующих случаях:

— газопроявление в затрубном пространстве по

причине нарушения герметичности скважинно-

го

оборудования;

— значительный

вынос

песка по причине повре-

ждения

фильтров;

— замена предохранительного клапана, объеди-

ненного с оборудованием скважины, и т.д.;

необходимо переоборудовать скважину.

Эта

работа, названная "work-over", состоит в за-

давливании скважины с помощью промывочной

жидкости

соответствующей плотности, снятии фо-

нтанной арматуры, прежде чем поднять все или

часть оборудования скважины с помощью уста-

новки "servicing", объединенной с легкой буровой

установкой.

3.2.6.

Стоимость хранения

в водоносном горизонте

Четыре самых значительных статьи расхода в

себестоимости

хранения

газа

в водоносном гори-

зонте,

в порядке уменьшения значения:

— буферный газ.

Можно

уменьшить эту статью расхода, заменив

часть природного

газа

инертным

газом

(закачкой

перед

природным

газом

в случае создания хра-ни-

лища

в новой структуре; закачкой на периферии

газовой зоны для уже созданного хранилища: за-

меняя часть природного

газа

инертным

газом).

Этот инертный газ, в основном состоящий из

азота,

получают:

• или сжиганием природного

газа

(воздух, под-

держивающий

горение);

• или фракционной перегонкой воздуха (чтобы

извлечь кислород).

Себестоимость

ыг(н) инертного

газа,

помещен-

ного в пласт, составляет треть стоимости

газа;

— разведка.

Чтобы

найти структуру, пригодную для хра-

нения,

нужно, в среднем, разведать

пять

структур,

выявленных

сейсморазведкой, пробурить десяток

разведочных скважин;

— контрольные и эксплуатационные скважины.

Их число составляет порядка от 20 до 70 в зави-

симости

от значительности структуры;

себе-

стоимость одной оборудованной скважины меня-

ется

от 5 до 10 миллионов франков; она зависит, в

основном, от

глубины

резервуара (обычная глу-

бина:

400-1200м);

— компрессоры.

Дальше идут наземные сооружения, газосбор-

ные

сети,

учет и т.д.

Для того

чтобы

иметь возможность

"выбрать",

экономической

точки зрения, структуру, пригод-

ную для хранения в водоносном горизонте, среди

других технически осуществимых решений: другой

водоносный горизонт, другой тип подземного или

наземного

хранения, прерывающийся контракт,

т.д., определяют стоимость одного кубометра (н)

Недемные

сооружения ~*

Подготовка

Компрессоры

Буферный

га»

(инертный га»)

Риаедка

(только структуры

одного хранилище)

Распределение

затрат

на

подземное

хранение газа в водо-

носном

горизонте

397

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

созданного полезного (активного) объема, т.е. от-

ношение суммы

капитальных

вложений к сумме

прироста дополнительно созданного полезного

(активного) объема.

Для резервуара (фиктивного) с хорошими петро-

физическими и структурными характеристиками,

используемого для покрытия изменения сезонного

потребления

газа,

полезного (активного) объема

равного 1 миллиарду кубических метров (н), буфер-

ного объема равного 0,54 миллиарда кубических

метров (н) и состоящего из 0,44 миллиарда кубичес-

ких метров (н) природного

газа

0,1

миллиарда ку-

бических метров (н) инертного

газа,

со средней глу-

биной равной 700 м,

получают

следующее распре-

деление приведенных затрат с коэффициентом

приведения разновременных затрат 9% (см. рису-

нок на стр. 397).

3.2.7.

Список литературы

3.2.7.1.

Книги

— Р.С. Carman. - Lecoulement des gaz a travers les

milieux poreux. I.N.S.T.N. et

P.U.F..

Paris

(1961).

— Carslaw and Jaeger. - Conduction of heat in solids.

Oxford University Press, Oxford

(1959).

— J.-P. Delhomme. - Application de la theorie des

variables regionalisees dans les sciences de leau.

These, Universite Pierre-Curie, Paris

(1967).

— Gas technology (recueil collectif en deux volumes):

S.P.E.

reprint series n° 13 published by the Society

of Petroleum Engineers of A.I.M.E., Etats-Unis

(1977)

: tome 1 : Reservoir Engineering, Gas Well

Test

Analysis,

P.V.T.;

tome 2 : Gas Storage, Pipe-

line Gathering System and Multiphase

Flow,

Well

Completion.

— A. Houpeurt. - Elements de mecanique des fluides

dans les milieux poreux. Ed. Technip, 2" edition

mise a

jour,

Paris

(1974).

— A. Houpeurt. - Mecanique des fluides dans les mi-

lieux poreux. Critiques et recherches, Ed. Technip,

Paris

(1974).

— A. Houpeurt (sous la direction de). - Cours de pro-

duction. Ed. Technip. Paris, tomel : Caracteris-

tiquws des roches reservoirs.

Analyse

dew carottes

par R. Monicard

(1965);

tome 3: Ecoulement

monophasique des liquides dans les milieux poreux

par P. Chaumet

(1965);

tome 4 : Les ecoulements

polyphasiques en milieu poreux par С

Marie

(1965

et1972).

— R. Ifly. - Solutions numeriques des problemes de-

coulement monophasique en milieu poreux. Ed.

Technip, Paris

(1964).

— Katz and Coats. - Underground storage of fluids. Ul-

richfe

books Inc., Etats-Unis

(1968).

— Katz, Tek, Coats, Jones and Miller. - Mouvment of

underground water in contact with natural gas,

A.G.A.,

New York, Etats-Unis

(1963).

— P. Lafitte (ouvrage collectif publie

sous

la direction

de).

- Traite dinformatique geologique. Ed. Mas-

son. Paris

(1972).

— Les ordinateurs en geologie petroliere et dans les

etudes

de production. Ed. Technip, Paris

(1968).

— Manuel des essais de puits. Chambre cyndicale de

la recherche et de la production du petroie et du gaz

naturel.

Ed. Technip, Paris

(1972).

— G. Marsily. - De Identification des systemes hydro-

geologiques. These

dttat,

Universite Paris VI

(1978).

— G. de Marsily. - Hydrogeologie quantitative. Mas-

son et Cie, Paris

(1981).

— G. Matheron. - Elements pour une theorie des mi-

lieux poreux. Masson et Cie, Paris

(1967).

— Mathews C.S. and

Russel

D.G. - Pressure

Buildup

and

Flow

Tests in Well. Society of Petroleum Engi-

neers

of A.I.M.E., Etats-Unis

(1967).

— P. Mondrain. - Cours abrege de production. Ed.

Technip, Paris

(1966).

— Muskat. - Physical Principles of Oil Production. Me

Graw-HillBook Company Inc., Oxford

(1949).

— Muskat. - The flow of homogeneous fluids through

porous media. Edwards Inc.

(1946).

— Tek and Wilkes. - New concepts in underground

storage

of natural gas.

A.G.A.,

New York, Etats-

Unis

(1966).

— I.A. Tcharnyl et coll. - Le stockage du gaz dans les

couches aquiferes horizontales ou legerement in-

clinees. Ed. Nedra

(1968)

(texte russe).

— Witherspoon, Javandel, Newman and Freeze. - In-

terpretation

of aquifer gas storage condition from

water

pumping tests.

A.G.A..

New York, Etats-Unis

(1967).

3.2.7.2.

Сообщения

— M. Boucher et J. Marrast. - Etudes sur modeles nu-

merique et physuque des possibilites de stockage

gaz naturel en couches hprizontales.

Revue

14.

F.P.

(1969).

— H. Bresson et G. Donat. - Recherches de structures

geologiques pour le stockage souterrain de gaz en

nappe aquifere.

A.T.G.

(1963).

— J.-F. Carriere et P. Bia. - Stockage souterrain de

Saint-Clair-sur-Epte. Etudes prealables a la mise en

gaz et au develppement des reservoirs Sequanien

Rauracien.

A.T.G.

(1980).

— J-F. Carriere, G. Fasanino, G. de Marsily,

G. Lavedan. - Identification des caracteristiques hy-

drogeologiques dim reservoir en nappe aquifere.

A.T.G.(1983).

— J-F. Carriere, A. Collomb, G. Meunier et F. Velard. -

Application de Mnformatique dans le domaine des

stockages souterrains de gaz en nappe aquifere.

Colloque informatique de Mndustrie du gaz en Eu-

rope.

Gatwick

(1984).

— Chambre syndicate de la recherche et de la produc-

tion du petroie et du gaz naturel. - Comite des

tech-

niciens. Manuel d acidification des reservoirs. Ed.

Technip. Paris

(1983).

— A. Choquel et G. Fasanino. - Les reservoirs multi-

gaz.A.T.G.

(1985).

— E. Clarac et L. Socrate. - Les conditions de fonc-

tionnement et equipement du reservoir de Lussag-

net.

A.T.G.

(1959).

— J. Colonna. - Problemes generaux d Utilisation du-

reservoir et conditionnement des poits dans le

stockage souterrain de gaz de cokerie de Beynes,

A.T.G.

(1962).

— J. Colonna, R. Iffly et J. Isson. - Contribution a le-

tude

de la conversion du reservoir de Beynes au

gaz naturel.

A.T.G.

(1965).

398

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

— J. Colonna, R. Iffly et J-L. Millet. - Waterconing dans

les reservoirs souterrains de gaz.

Revue

T'l.G.P.

(Janvier 1969).

— J. Colonna. - Orientations nouvelles dans I Utilisa-

tion

du concept des permeabilites relatives.

Revue

cfe/7.F.P.(avriM969).

— J. Colonna. - Etudes et utilisations des rexervoirs

souterrains de gaz en nappes aquiferes.

Annales

des mines (novembre 1969).

— J. Colonna et D. Vemet. - Premieres injections a

Chemery. Quelques problemes rencontres dans la

mise en exploitation des reservoirs souterrains de

gaz en aquifere.

A.T.G.

(1969).

— J. Colonna et B. Potvin. - Entretien des puits des

reservoirs souterrains en nappes aquiferes.

A.T.gG.

(1970).

— J. Colonna et J-L. Millet. - Effet des deplacements

diphasiques alternes sur ies proprietes hydrody-

namiques des roches. Colloque de I A. R. Т. Е. P.

(1971).

— J. Colonna, J-P. Bues et B. Sauvage. - Injections

experimental d air dans une nappe souterraine en

vue de I etude du stockage de gaz en couches

aquiferes non structurees. A. T. G. (1975).

— J. Colonna et M. Dussaud. - Remplacement partial

du gaz coussin traditionnel par du gaz inerte dans

les stockages en aquifere. Conference mondiale de

l[energie

(Istanbul, 1977).

— J. Colonna et D. Legros. - Les stockages souter-

rains de gaz naturel dans la gestion dun ensemble

national dapprovisionnement et de transfer! U. 1.1.

G., Rio de Janeiro (octobre 1983).

— A. B. Densham, J. Isson et C.-B.

Roux.

- Comporte-

ment dans les stockages souterrains du gaz naturel

contenant un odorisant ou de lair. A. T. G. (1966).

— E. Diekmann. - Le "neutron log" dans le stockage

souterrain pour la recherche des contacts gaz-eau.

A.T.G.

(1964).

— S. Diot et M. Delpit. - Determination des resrves

dun gisement de gaz soumis a une poussee d'eau.

A.T.G.

(1971).

— M. Dussaud et J-F. Carriere. - Utilisation des mod-

eles mathematiques de simulation pour la prevision

et le controle du comportement des stockages sou-

terrains en nappe aquifere. A. T. G. (1979).

— R. Fort. - La gestion des reservoirs saisonniers de

gaz et la recherche operationnelle.

Revue

francaise

de I'energie (juin 1967).

— R. Fort. - Linteret du stockage lors dune alimenta-

tion

en gaz naturel. Bulletin mensuel de la Societe

suisse

de I'industrie du gaz et des eaux (decembre

1968).

— R. Fort. - Aspects economiques du stockage sou-

terrain de gaz.

Revue

francaise de I'energie (no-

vembre 1985).

— R. Fort. - Facterus techniques influant sur la rent-

abilite des stockages souterrains de gaz en nappe

aquifere.

Revue

de I'l. F. P. (fevrier 1958).

— M. de

Gelia.

Douze

ans d exploitation de stockage

souterrain dans le Sud-Ouest. Perspectives

economiques.

Revue

/'Association

francaise des

technicians dupetrole (septembre - October 1969).

— M. Guy, P. Bia et P. Thiberge. -

Previsions

de pro-

duction

dun gisement de gaz peu permeable (Leeu-

warden) a partir dun modele mathematique. A. T.

G. (1972).

— В Leblanc and M. Dussaud. - The French natural

gas underground storage technique. Present works

and perspectives. Petiole Information

International

(fevrier 1984).

Leblanc, O.Marcel et J. E. Molinard. - La modeli-

sation du reservoir souterrain de Germigny-sous-

Coulombs. A. T. G. (1984).

Y. Lerambert-Potin. - Mesure des debits de gaz hu-

mide aux puits du stockage souterrain de Saint-llli-

ers.A.T.G.

(1974).

J-L. Millet. - Etudes economiques au cours de la re-

cherche et de lequipement des stockages souter-

rains en nappe aquifere. A. T. G. (1969).

J-L. Millet, J.J. Cheron et H. Ferrand. - Quelques

applications de lelectronique au controle et a I ac-

quisition de donnees sur les puits de reservoirs sou-

terrains.

A. T. G. (1975).

J-L. Millet et R.

Lezer.

- Conversion du reservoir

souterrain de Beynes au gaz manufacture en gaz

naturel.

A. T. G. (1976).

A. Million, G. Maune et J-L. Millet. - Experience

dautomatisation complete sur un calculates nume-

rique de installations de stockage souterrain de Ve-

laine.A.T.G.

(1976).

B. Pied. - Etude qualitative des reservoirs naturels

du gaz par les diagraphies neutron. A. T. G. (1965).

L. Richard et P. Bouraly. - Le stockage souterrain

de gaz de cokerie a Beynes. Premiers resultats

dexploitation.

A. T. G. (1958).

L. Richard et P. Chaumet. - Etude et prevision des

variations de pression dans les stockages souter-

rains de gaz en exploitation.

Revue

de I'l. F. P. (Jan-

vier

1961).

MM.

C-B.

Roux

et J. Balazuc. -

Role

et implantation

des stockages. souterrains de gaz.

Annales

des

mines (decembre 1970).

C-B.

Roux

et M. Graille. - Automatisation des stock-

ages souterrains de gaz naturel en nappe aquifere.

A.T. G. (1972).

C-B.

Roux.

- Le stockage souterrain du gaz naturel.

Revue

Palais

de la decouverte (mai 1976).

Ternot. - Traitement des informations en prove-

nance des stations de stockages souterrains. A. T.

G. (1978).

Toche. - Reconnaissance de la structure de

Saint-llliers-

la-Ville.

A. T. G. (1965).

J-P.

Valet

et B. Potvin. - Progres dans la recherche

de (Utilisation optimale des structures souterraines

en nappes aquiferes pour le stockage de gaz na-

turel.

A. T.G. (1983).

D. Vemet. -

Reservoir

de Saint-llliers-la-Ville. Pre-

miers resutats de la mise en gaz. Problemes de

controle

du reservoir. A. T. G. (1968).

D. Vernet, J-L Millet et J-M. Ccueignoux. - Le con-

trole

par ordinateur des stockages souterrains du

Gaz de France. A. T. G. (1970).

D. Vernet. - Stockages souterrains de gaz et con-

servation des nappes aquiferes, Societe hydrotech-

nique de France (mai 1971).

399

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

3.3.

ХРАНЕНИЕ В СОЛЯНЫХ ПОЛОСТЯХ

3.3.1.

Геологические данные.

Разведка

3.3.1.1.

Геология и соленосные

отложения

Под термином соляные или эвалоритовые по-

роды

объединяются все минералы, происходящие

от испарения морской воды. Более тридцати

видов

минералов, соответствующих различным спонтан-

ным совокупностям элементов, представленных в

водах: Са, Na, Mg, Ва, К, СО

, SO

, CI, включаются

в это понятие.

В том, что касается создания полостей, в основ-

ном,

принимает участие поваренная соль, или

галит

(NaCI),

так как она единственная одновре-

менно присутствует в изобилии в осадочных бас-

сейнах

и растворима в воде. Она встречается в

пластах большей или меньшей толщины, достигаю-

щих

и превосходящих

тысячу

метров или в купо-

лах вертикального направления, часто

довольно

значительных (несколько

тысяч

метров).

Два характерных признака определяют пригод-

ность соли для создания хранилищ:

— ее растворимость в воде; это свойство исполь-

зуется

для создания полостей (вымывание);

— ее пористость

очень

низкая (ниже процента) и

закрытая (речь идет не о порах, а о пустотах) и

ее

проницаемость, практически неизмеримая

(ниже

10"

м"

, или 1ГГ

миллидарси); эти свой-

ства повышают герметичность полостей,

выполненных

соляных

отложениях.

Обычно

поваренная

соль

сопровождается нераствори-

мыми породами (или малорастворимыми): в ос-

новном глины, мергели и ангидрид (CaSO

В толще

соляных

массивов нерастворимые по-

роды

распределены в виде пропластков и кон-

креций

(особенно ангидриды); они могут

быть

так-

же

в ней распространены более или

менее

равно-

мерно

(особенно глина).

Пропластки

очень

хорошо растворимых солей:

ископаемые

соединения калия (сильвин или

сильвит

- KCI, карналит), соли магния, которые

включены

иногда в соляную толщу, имеют

боль-

шую товарную стоимость и они добываются

рудным способом. Их присутствие,

даже

в виде

пропластков

очень

небольшой толщины, является

неблагоприятным для создания полостей

вымы-

ванием (преимущественное трудноконтролиру-

емое

растворение).

Хранилища

СЕВЕР

Брасс Норд

101

Винсаль

BN101

Курсиат-Донгалон Фуасиат

MA. a

Mdp 104

Полиат Паронна Брасс Брасс Южн. 1

Pol

101

Par

101

Br1 BS1

ЮГ

+400-1

+200-

-200-

-400-

-600-

-800-

-1000-

•1200-

•1400-

•1600-

•1800-

Z.210

Z.182

брасс

101

Этрав

Вг

101

Mdp 105 I

2^щ

{ {Витриат

Аллюаионы

.Z.199

Z205J

Z216 \

iiZ-228

Zi30

ZX0

\ i

БмйаЮ1

BI1

2L2D1

Фундамент

послатратичный

нал

до Юры

Соленосные

пластовые

отложения:

разрез

соленосного

бассейна

олигоцена

под Брессом

(горизонтальная

протяженность

соленосного

бассейна 40

км,

комплекса

пластов

соли

порядка

1000

м)

400

ПОДЗЕМНОЕ

ХРАНЕНИЕ

1000 м.

2000

м—

ЭОООм-

4000

м-

5000

м-

Схематическое

изображение

соляного

купола с

полостями

хранилищ в Северной Германии

(горизонтальный

вертикальный

масштаб

одного

порядка)

Определение

факторов

Почему?

Соланосный

массив

• Пласт или купол

(шток).

• Достаточная толщина (минимум

100

м).

•

Глубина

от 700 до 1 700 м (оптимальная между 1000 и

1300

м).

• Нет нерастворимых пропластков значительной толщины

(болеебм).

• Мало нерастворимых пропластков.

• Среднее содержание нерастворимых включений ниже

25%.

• Нет

значительных

пропластков солей калия.

Вода

пресная

или слабо соленая

•

Море.

• Река или поток.

•

Водоносный

горизонт.

Дренаж

для рассола

•

Море.

• Производство хлористого натрия.

•

Водоносный

горизонт, содержащий соленую

воду

непригодную для потребления.

•

Соленосный

массив.

Большие

газовые

магистрали

Создание

полостей значительного объема

(100 000

400 000

Максимальная емкость хранилища пропорциональна глубине,

но большие

глубины

не рекомендуются (уменьшение объема

полостей

из-за

ползучести или текучести соли), давление

намного

выше

давления газопровода.

Создание

полостей промывкой.

Запасы для рудничной эксплуатации.

Размыв полостей; необходимо 7 - 9 м

пресной

воды

для

размыва

поваренной соли.

Размыв полостей сопровождается

добычей

7 - 8 м

рассола

на 1 м

растворенной соли.

Заброшенные шахты.

Факторы,

позволяющие

выбрать

местоположение

подземного

хранилища.

401

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

3.3.1.2.

РАЗВЕДКА

3.3.1.2.1.

Задачи

Поиск

благоприятного места для хранения при-

родного

газа в соляных полостях

нацелен

на отыс-

кание факторов, определенных в табл. на с. 401.

3.3.1.2.2.

Программа разведки соленосных

отложений

3.3.1.2.2.1.

Гравиразведка

Речь

идет об измерении гравитационных анома-

лий,

связанных с присутствием поваренной соли,

плотность которой меньше, чем других пород

(2,16

против в среднем 2,3). Она позволяет обнару-

жить значительные соленосные массивы в мало

разведанных районах.

3.3.1.2.2.2.

Сейсморазведка

Пласты

глины в эвапоритах вызывают положи-

тельную

аномалию; пропластки ангидрита порож-

дают сильные и постоянные отражения; соленос-

ные массивы создают отражения только от их

кров-

ли;

пласт соли характеризуется отсутствием

сейсмических

контрастов (глухая зона).

Порода

Галит

Ангидрит

Гипс

Глина

Скорость распростра-

нения,

•

4900

6500

6200

2000-5000

Плотность,

кг-м"

165

2960

320

2 200

до 2 900

Даже если гравиметрия и сейсмика позволяют

хорошо локализовать купола

соли,

этого обычно не-

достаточно,

чтобы

установить с уверенностью пла-

сты,

даже толстые, эвапоритов.

3.3.1.2.2.3. Разведочное бурение

Прежде чем объявить, что данный район

приго-

ден для создания хранилища в соляных полостях,

необходимо осуществить бурение

хотя

бы одной

скважины для

того,

чтобы:

— подтвердить, уточнить и "подклинить" гравимет-

рическую и сейсмическую информацию (состав-

ление и уточнение карт изобат и изопахит),

— оценить распределение галогенных формаций

на соли растворимые и нерастворимые и опреде-

лить

также зоны, благоприятные для размыва

полостей (в толще галогенных формаций Брес-

са,

мощность которых составляет 1250 м в сква-

жине под Этрец, только два горизонта имеют

сразу

достаточную единичную мощность (150 -

200 м) и содержание нерастворимых включений

достаточно слабое,

чтобы

в них можно

было

раз-

мыть полости),

— отобрать керны, на которых можно осуществить

в лаборатории замеры различных параметров

(скорость

растворения,

механическую прочность

т.д.), знание которых обязательно для управ-

ления

углубления размывом и определения пре-

дела

стабильности.

3.3.1.2.2.4.

Постоянное изучение

(в

процессе

бурения)

Скорость проходки (высокая

галите

медлен-

ная

ангидрите), изучение обломков

выбуренной

породы ("cuttings'^.

3.3.1.2.2.5.

Изучение кернов

Фотографирование

визуальное обследование

перед

следующими исследованиями

разрушени-

ем

образца:

—

Минералогический анализ:

•

плотность,

•

химический анализ после растворения

воде,

•

оценка нерастворимых включений (взвеши-

вание после сушки, содержание карбонатов

помощью воздействия кислотой, отделение

ангидритов

глины

т.д.),

•

спектроскопия.

—

Скорость растворения.

—

Механические испытания (прочность

на

разрыв, текучесть

т.д.).

3.3.1.2.2.6.

Различные геофизические методы

ис-

следований

(в

конце проходки)

Геофизические методы исследования,

обычно

используемые

для

соленосных толщ,

это

радиоак-

тивные

каротажи, позволяющие определить плот-

ность, водородо-нейтронный показатель, скорость

звука.

Они

имеют хорошую литологическую разре-

шающую способность. Спектральный анализ

гамма-

излучений дает важные дополнения

для

определе-

ния свойств

местоположения солеи калия.

В общем, разведочная скважина исследуется

таким

образом,

чтобы

иметь все,

что

может приго-

диться впоследствии

для

размыва

эксплуатации

полости.

3.3.2.

Основные положения

эксплуатации

хранилища

газа

в соляной полости

После бурения скважины, которая служит одно-

временно для размыва и эксплуатации, различные

этапы пуска в эксплуатацию полости схематизиро-

ваны

на рисунке стр. 403.

Почти все хранилища в полостях эксплуатиру-

ются циклами сжатие-расширение газа между ми-

нимальным (Р

) и максимальным (Р

) давлениями,

определяемыми критериями стабильности и гер-

метичности.

Минимальные запасы (S^ при минимальном

давлении определяются из уравнения состояния

газа:

= v- —• —

Т„

Z(P

)

свободный

объем

газа

полости).

Аналогично максимальные запасы

) при

мак-

симальном давлении

= V- —• —•

Таким

образом, полезные запасы определяются

из

выражения

402

ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ

РАЗМЫВ ЗАПОЛНЕНИЕ ГАЗОМ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ С ГАЗОМ

-L

2=3K

U L

Этапы

пуска

полости

эксплуатацию.

Примечание:

Другой принцип эксплуатации,

"уравновешива-

ние рассолом", состоящий

компенсации количе-

ства извлекаемого

газа

рассолом,

наоборот,

обя-

зательно используется

для

хранения малосжимае-

мых флюидов (жидкие углеводороды,

СНГ.

т.д.)

очень мало применим

для

газа

ввиду

больших

не-

удобств: необходимость располагать,

случае

воз-

можного отбора, объемом рассола, равным объему

полости.

Минимальные запасы,

или

буферный газ,

равны

нулю,

полезные запасы соответствуют

макси-

мальным

запасам,

когда почти весь рассол вытес-

нен газом

когда, кроме того,

газ

сжат

до

макси-

мального давления, определяемого критериями

герметичности.

Потенциальный дебит хранилища

газа

соляной

полости ограничивается только потерями давле-

ния

скважине,

поверхностных сетях

способно-

стью

поддержания давления, если это необходимо.

В зависимости

от

объема полости

(от

100 000

до

300

000

) и

принятого типа обустройства мини-

мальная продолжительность, необходимая

для

выпуска почти всех полезных запасов, будет

по-

рядка

от

одной

до

пяти недель.

При обустройстве кольцевого типа уменьшен-

ных диаметров (см.

3.3.7.1.2),

используемом

"Gaz

France"

Этреце

Терсанне, максимальный де-

бит извлечения

газа,

соответствующий

макси-

мальному давлению, будет порядка

гм

(н)

сут-

ки

на

одну полость; пиковый дебит, возможный де-

бит, когда отобрано 70% полезных запасов, будет

порядка 1

гм

(н)

сутки

на

одну полость.

Обустройство значительного диаметра,

без

цен-

тральной

колонны

(см.

3.3.7.1.2),

допускает деби-

ты значительно более высокие:

-10

гм

(н)

сут-

ки

на

полость

для

максимального дебита,

2 - 3

гм

(н)

сутки

на

полость

для

пикового дебита.

Хотя большинство хранилищ

полостях пред-

назначены

для

покрытия нужд сезонной неравно-

мерности потребления,

они

особенно хорошо

при-

менимы

для

покрытия нужд еженедельной нерав-

номерности потребления (более значительное

потребление

газа

отдельные дни)

для

обеспе-

чения надежности снабжения (прекращение добы-

чи

газа

из

морских месторождений

случае урага-

нов, опоздания метановозов

из-за

непогоды,

про-

исшествие

на

компрессорной станции

т.д.).

В своей основе эксплуатация полости аналогич-

на эксплуатации баллона сжатого

газа.

Эта

види-

мая

простота скрывает особые проблемы этого ти-

па хранения:

—

проблемы механической устойчивости, созда-

ние полости, нарушающей естественное

"гео-

статическое"

равновесие горных пород,

—

термодинамические проблемы, связанные

величиной расхода

скоростью движения

газа,

приводящие

значительным изменениям

давления

температуры,

риском

процессе

отбора

газа,

образования гидратов

(газ

насы-

щается

парами

воды

во

время пребывания

полости, см.

3.3.4).

3.3.3.

Устойчивость полостей

Создание

полости нарушает природное "геоста-

тическое"

равновесие

горных

пород

().

Из

"этого следует механическая неустойчивость,

проявление которой выражается

различных

по-

вреждениях:

—

уменьшение объема

результате текучести

(способность соли течь);

(*) При глубине больше нескольких сот метров естествен-

ное состояние напряжений

массивах соли соответствует

значительной мере гидростатическому (горизонтальные

вертикальные напряжения одинаковые);

оно

соответствует

тяжести

пород. Теостатическим" (горным) давлением

(Р.)

называют давление, противодействующее начальному

на-

пряжению

P--PflH,

ускорение

силы

тяжести (м

с"

плотность

пород (кг

•

м"

глубина (м).

Плотность

пород составляет порядка

2300

кг

•

м"

гор-

ное давление увеличивается приблизительно

на

0,23

бар

на

метр

глубины,

на

глубине

1000

м оно

будет приблизительно

равно 230 бар.

403