CC BY
173
УДК 622.691.24
Ю.В. Глаголев, Н.В. Серегина
Динамика расширения Совхозного подземного хранилища газа
Подземные хранилища газа (ПХГ) играют важную роль в обеспечении энергетической безопасности и независимости России. ПХГ - сложный комплекс функционально связанных систем наземного и подземного оборудования.
Совхозное ПХГ расположено в 100 км на север от г. Оренбурга. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, пересеченную оврагами. Климат района резко континентальный, температура колеблется от +35 °С летом до -45 °С зимой. Глубина промерзания грунта составляет 1,2—1,6 м. Совхозное ПХГ призвано обеспечить надежное газоснабжение промышленно-развитых регионов Урала и Поволжья.
В геологическом разрезе надсолевых (надкунгурских) отложений Совхозного ПХГ (толщина — 300—400 м) принимают участие следующие литолого-стратиграфические комплексы [1]:
• четвертичные отложения (толщина — 22—30 м), представлены суглинками и глинами;
• плиоценовые отложения (толщина — 40—110 м), представлены преимущественно глинами с линзами и невыдержанными прослоями песка, иногда слабо сцементированного песчаника;
• миоценовые отложения (средняя толщина — 22—34 м), представлены преимущественно алеврито-песчаными породами, в которых развиты пласты бурого угля толщиной до 6,3 м;
• олигоценовые отложения (толщина — до 30 м), сложены глинами и песками, в которых содержатся пласты бурого угля толщиной 0,3—2,5 м;
• верхнемеловые отложения (толщина — до 25 м), представлены писчим мелом, мергелем, глиной, песком;
• среднеюрские отложения (толщина — 150 м и более), сложены иловатыми, углистыми глинами с прослоями песчаных пород.
Покрышкой ПХГ служит ангидрито-доломитовая пачка и вышележащие ангидрито-соляные отложения кунгурского яруса нижней перми (толщина — более 1500 м), образующие соляной купол.
Совхозное ПХГ приурочено к рифовому поднятию пористых, кавернозных, трещиноватых известняков сакмарского и артинского ярусов нижней перми, состоящему из двух куполов: северного и юго-восточного. Высота поднятия в пределах разбуренной площади достигает 700 м. Размеры по изогипсе —1700 м составляют 2,9*8 км. Основной частью газохранилища является северный купол, осложненный двумя вершинами. Размеры купола по изогипсе —1600 м составляют 2,5*1,2 км. Юговосточный купол имеет овальную форму, ориентирован в северо-западном направлении. Размеры по замкнутой изогипсе —1600 м составляют 0,85*0,68 км. Пористость для газонасыщенной части разреза — в среднем 3,4 %, коэффициент газонасыщенности — 0,8.
На рис. 1 приведено распределение содержания коллекторов (коэффициент песчанистости) по линии скв. 6—61.
По своему положению относительно газовой залежи пластовые воды являются подошвенными. Газовая залежь подстилается оторочкой тяжелой окисленной и малоподвижной нефти, что может быть препятствием на пути продвижения пластовых вод. Принятое положение газонефтяного контакта (ГНК) для основной залежи
№ 3 (23) / 2015
Ключевые слова:
Совхозное ПХГ,
запасы газа,
пластовое
давление,
отбор и закачка
газа,
гидраты,
меркаптаны,
техногенез,
реконструкция.
Keywords:
Sovkhoznoye UGS, gas reserves, seam pressure, gas extraction and flooding, hydrates, mercaptans, technogenesis, reconstruction.
VGN-3-23-2015-v24.indd 55
21.08.2015 9:59:34
56
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
-2600________________________________________________________________________________________
Рис. 1. Распределение содержания коллекторов (коэффициент песчанистости, Нкл/Но6щ)
по линии скв. 6-61
на абсолютной отметке -1625 м и для юговосточного купола на отметке -1610 м в определенной степени условно. Регулярно проводятся исследования химического состава попутных вод, добываемых при отборе газа. Все представленные на анализ пробы воды являются техногенными. Признаков пластовых водопроявлений не выявлено.
Всего в надпродуктивном разрезе Совхозного ПХГ развито четыре гидрогеологических подразделения: плиоцен-четвертичный, олигоцен-миоценовый, юрско-меловой водоносные комплексы и водоносный горизонт кепрока кунгурского яруса. Фоновые гидрохимические характеристики подземных вод Совхозного ПХГ приведены в табл. 1.
Совхозная площадь введена в глубокое поисково-разведочное бурение в 1960 г. Впервые в Оренбургском Приуралье из скв. 56 в апреле 1962 г. был получен газ с конденсатом. Данные бурения легли в основу подсчета запасов газа и конденсата, выполненного в 1964 г. На базе утвержденных запасов газа в 1964-1965 гг. был составлен проект
опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) Совхозного газоконденсатного месторождения на объем годовой добычи 350 млн м3 газа.
Опытно-промышленная эксплуатация месторождения началась в октябре 1968 г., а в мае 1974 г. была завершена его разработка. На конец разработки месторождения фонд эксплуатационных скважин включал 13 ед. Конструкция скважин: направление 0 426 мм длиной 5-10 м; кондуктор (чаще всего) 0 324 мм -до глубины 315-370 м; эксплуатационная колонна 0 146 мм - 4 скв., 0 168 мм - 5 скв., 0 219 мм - 3 скв., 0 245 мм - 1 скв.; насоснокомпрессорные трубы (НКТ) 0 73 мм - 10 скв., 0 89 мм - 2 скв., 0 114 мм - 1 скв. Эксплуатация скважин осуществлялась по затрубному пространству, а по НКТ подавался метанол с целью предотвращения образования гидратных пробок. За весь период разработки было отобрано 10355 млн м3 газа и 356,4 тыс. т конденсата. Пластовое давление на конец разработки месторождения составило 37 кгс/см2.
Постановлением Совета Министров СССР от 25.02.1974 г. № 131 «О мерах по ускорению
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 56
21.08.2015 9:59:34
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
57
создания подземных хранилищ природного газа в стране» было принято решение о переводе Совхозного газоконденсатного месторождения в ПХГ.
В 1972 г. был разработан Технологический проект создания и эксплуатации подземного хранилища газа на базе истощенного газоконденсатного месторождения Совхозное (ВНИИГАЗ), в котором были рассмотрены варианты эксплуатации хранилища с активным объемом 2,7 (рекомендованный вариант) и 3,7 млрд м3 газа. По рекомендованному варианту число эксплуатационных скважин составило 36 ед., максимальное пластовое давление -128 кгс/см2, остальные проектные показатели отражены в табл. 2. Проектом была рекомендована следующая конструкция эксплуатационных скважин: направление 0 426 мм - 10 м; кондуктор 0 299 мм - 400 м; эксплуатационная колонна 0 219 мм с установкой башмака
над кровлей газоносного пласта; ниже башмака эксплуатационной колонны - открытый ствол до 1600-1800 м; лифтовая колонна 0 168 мм с пакером (устанавливается на 15-20 м выше башмака эксплуатационной колонны); ниже пакера, не доходя до забоя 15-20 м, спускается хвостовик 0 146 мм.
В 1974 г. был разработан Технологический проект строительства Совхозного ПХГ (ВНИИГАЗ), утвержденный Министерством газовой промышленности 09.10.1974 г. Предполагалось, что к 1980 г. хранилище будет иметь активный объем газа 3,4 млрд м3, к 1985 г. - 5,4 млрд м3.
С 10 по 25 июня 1974 г. проводилась пробная закачка газа в ПХГ бескомпрессорным способом в объеме 20 млн м3. Определена общая приемистость пласта при закачке газа в 10 эксплуатационных скважин. При пластовом давлении 37 кгс/см2 и давлении в магистраль-
Таблица 1
Фоновые гидрохимические характеристики подземных вод Совхозного ПХГ
Водоносное подразделение Глубина залегания, м Гидродинамическая зона Минерализация, г/л Плотность, г/см3
Плиоцен-четвертичный водоносный комплекс 0-120 Активный водообмен 0,2-3,0 1,000-1,002
Олигоцен-миоценовый водоносный комплекс 50-170 Активный водообмен 1-3 1,000-1,002
3-5 1,003
Юрско-меловой водоносный комплекс (верхняя часть) 100-250 Активный водообмен 1-5 1,000-1,0003
5-170 1,0003-1,15
Юрско-меловой водоносный комплекс (нижняя часть) 180-380 Активный водообмен 5-210 1,003-1,16
Водоносный горизонт кепрока кунгурского яруса 250-450 Затрудненный водообмен 270-310 1,178-1,198
Пластовые воды подсолевого этажа 1500-3500 Весьма затрудненный водообмен 240-280 1,16-1,18
Таблица 2
Проектные технологические показатели ПХГ, определенные Технологическим проектом создания и эксплуатации подземного хранилища газа на базе истощенного газоконденсатного месторождения Совхозное (1972 г.)
Показатель Проектное значение
Общий объем газа в пласте, млрд м3 7,1
Активный объем газа, млрд м3 2,7
Пластовое давление, кгс/см2:
• максимальное 128
• минимальное 84
Максимальный суточный отбор газа, млн м3/сут 31,4
Среднесуточный расход при закачке газа, млн м3/сут 16,9
Количество эксплуатационных скважин, ед. 36
Число дней закачки/отбора газа, сут 160/190
Мощность КС, тыс. л. с. 31
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 57
21.08.2015 9:59:34
58
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
ном газопроводе от 40 до 50 кгс/см2 приемистость пласта составила 3,9-6,5 млн м3/сут. Стабильная закачка газа началась с июля 1974 г. и продолжалась по август 1975 г. За это время в хранилище было закачано 643,9 млн м3 газа, пластовое давление возросло до 51,3 кгс/см2. Кратковременные отборы газа проводились в январе, августе и сентябре 1975 г. в суммарном объеме 103 млн м3. В середине июня 1976 г. на ПХГ были подключены два газоперекачивающих агрегата «Солар». Всего бескомпрессорным способом в ПХГ было закачано 1100 млн м3 и отобрано 132 млн м3 газа. С июля 1976 г. на ПХГ закачка осуществлялась компрессорным способом.
В 1977 г. завершились строительство и ввод в эксплуатацию 3-й технологической линии блока входных ниток (БВН) с наибольшим количеством подключенных скважин, начался монтаж 1-й и 2-й технологических линий БВН, а также строительство компрессорного цеха № 1. В 1982 г. были построены и сданы в эксплуатацию компрессорный цех № 1 с шестью агрегатами МК-8, площадка первой ступени очистки газа, установка осушки газа, очистные сооружения. Однако строительство новых объектов велось с отставанием, поэтому активный объем газа в хранилище был ограничен до 2 млрд м3. Общий объем газа в пласте на конец 1983 г. составлял 2,4 млрд м3 (в том числе активного - 1,4 млрд м3).
В 1984 г. ВНИИГАЗом была разработана Технологическая схема расширения Совхозного ПХГ, основные положения которой были утверждены решением ЦКР Министерства газовой промышленности (протокол от 24.08.1984 г. № 24/84). В данной технологической схеме предусматривались несколько этапов расширения хранилища (табл. 3): I этап - 3,4 млрд м3 газа
(до 1985 г.); II этап - 6,2 млрд м3 газа (до 1990 г.); III этап - 8,3 млрд м3 газа (перспектива).
Для проектных эксплуатационных скважин рекомендовалась следующая конструкция: направление 0 426 мм - 6-30 м; кондуктор 0 299 мм - до глубины 700 м; эксплуатационная колонна сборная - до глубины 14001600 м; лифтовая колонна сборная - до забоя с установкой башмака на 20-30 м выше забоя. Необходимость установки сборной конструкции эксплуатационной колонны была вызвана отсутствием серийно выпускаемых пакеров для эксплуатационной колонны 0 219 мм на рабочее давление 235 кгс/см2.
В 1985 г. на ПХГ был сдан в эксплуатацию компрессорный цех № 2А, в 1987 г. - компрессорный цех № 2Б. В каждом цехе были установлены по 7 поршневых газоперекачивающих агрегатов МК-8. На части скважин - пакеры. Работа хранилища в 1987-1988 гг. показала эффективность этого решения в плане предотвращения нарушения герметичности скважин, поэтому все эксплуатационные сква-
Промплощадка Совхозного ПХГ
Таблица 3
Проектные технологические показатели хранилища, определенные Технологической схемой расширения Совхозного ПХГ (1984 г.)
Показатель Проектное значение
этап
i II III
Общий объем газа в пласте, млрд м3 6,4 9,2 11,3
Активный объем газа, млрд м3 3,4 6,2 8,3
Максимальное пластовое давление, кгс/см2 128 182 235
Максимальная суточная производительность (отбор), млн м3/сут 29 62 70
Количество эксплуатационных скважин, ед. 65 130 130
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 58
21.08.2015 9:59:34
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
59
жины планировалось перевести на пакерную схему эксплуатации.
В 1987 г. работы по дальнейшему расширению Совхозного ПХГ решением Мингазпрома СССР были законсервированы до 1990 г. в связи с неудовлетворительным освоением генподрядчиком капитальных вложений.
На конец 1988 г. общий объем газа в пласте составлял 4,7 млрд м3, количество эксплуатационных скважин - 64 ед., общий фонд скважин - 71 ед.
В 1988 г. были разработаны Коррективы к технологической схеме расширения Совхозного ПХГ (ВНИИГАЗ), предусматривающие достижение общего объема газа в хранилище до 9,9 млрд м3 и увеличение активной емкости ПХГ до 7 млрд м3 (табл. 4). В конструкции проектных эксплуатационных скважин было предложено применение эксплуатационной колонны 0 168 мм, НКТ 0 114 мм. Все скважины должны быть оборудованы пакерами.
В комплекс наземных сооружений ПХГ входили: компрессорный цех № 1 (6 агрегатов МК-8/(25-43)-56) с проектной максимальной производительностью 17 млн м3/сут; компрессорные цеха № 2А и 2Б (каждый с 7 агрегатами МК-8/(45-50)-(125-150)) с проектной максимальной производительностью каждого цеха 8,4 млн м3/сут; компрессорный цех агрегатов «Солар» (2 агрегата с нагнетателями С 3044-30 и 5 агрегатов с нагнетателями С 1688-564) с проектной производительностью до 6 млн м3/сут.
В связи с распадом СССР и увеличением поставок среднеазиатского газа работы по выполнению Коррективов были отложены.
Особое место в эксплуатации ПХГ отводится периоду 1996-2002 гг., который характеризовался проявлением техногенеза [2]. С начала эксплуатации ПХГ стали проявляться признаки техногенной загазованности коллекторов надпродуктивной толщи (грифоны вокруг
устьев эксплуатационных скважин, межколонные давления и т.д.). В 1988 г. были пробурены первые контрольные скважины и началось создание сети наблюдательных скважин.
Первое водогазопроявление возникло в 1993 г. на водяной скв. 20в, расположенной около эксплуатационной скв. 2т. Для осуществления разгрузки техногенного газа скважину обвязали запорной арматурой, сепаратором и продувочной линией. В том же году произошел подъем уровня воды на 1-3 м в контрольных и водяных скважинах. В 1994 г. появилось избыточное давление на скважинах ликвидированного фонда 42, 43, 44. Активизация техногенных газопроявлений произошла в 1996 г. Признаки техногенеза стали проявляться за пределами земельного отвода хранилища. Специалистами ПХГ была проделана колоссальная работа по ликвидации проявлений техногенеза, а именно:
• выполнена оценка технического состояния всего фонда эксплуатационных скважин;
• проведены геофизические исследования всех скважин эксплуатационного фонда, гидрогеологические и геохимические исследования контрольно-наблюдательных и водяных скважин, газогеохимическая и биолокационная съемка;
• осуществлены глушение скважин, отнесенных к категории потенциальных источников техногенеза, и проведение на них ремонтных работ;
• произведены бурение и обустройство контрольно-разгрузочных скважин с последующей разгрузкой техногенного газа;
• проведен промысловый контроль уровня подземных вод, межколонных давлений и газопроявлений в шахтах скважин.
В результате выполненных работ в 2002 г. основные источники техногенеза были ликвидированы, нормализовалась экологическая си-
Таблица 4
Проектные технологические показатели хранилища, предложенные в Коррективах к технологической схеме расширения Совхозного ПХГ (1988 г.)
Показатель Проектное значение
Общий объем газа в пласте, млрд м3 9,9
Активный объем газа, млрд м3 7,0
Максимальное пластовое давление в зоне расположения скважин, кгс/см2 169
Максимальная производительность на отбор, млн м3/сут 100
Средняя производительность на закачку, млн м3/сут 50
Количество эксплуатационных скважин, ед. 140
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 59
21.08.2015 9:59:34
Содержание RSH, мг/м3
60
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
туация. Был получен практический материал по техногенным проявлениям, и отработана технология поиска скважин - источников вторичных скоплений газа, причин и механизмов техногенеза. В настоящее время создана обширная сеть скважин наблюдательного фонда, позволяющая держать ситуацию под контролем. Знание геологических аспектов процесса формирования и миграции техногенного газа в надсолевой толще дает возможность более целенаправленно планировать поиск источников техногенеза.
В первые годы работы ПХГ одной из проблем являлось создание безгидратного режима эксплуатации в условиях пиковых отборов. В это время эксплуатация оборудования старой промплощадки осуществлялась при таких ограничивающих факторах, как разрешенное рабочее давление сетчатых сепараторов установки осушки газа и отсутствие регулируемых штуцеров на БВН. Специалистами Совхозного ПХГ был предложен способ ингибирования скважин в летний период. Применение данной технологии с 1995 г. позволило сократить количество гидратов за сезон отбора газа в 60 раз.
Отбираемый из Совхозного ПХГ газ характеризуется повышенным содержанием примесей меркаптановой серы [3]. Это обусловлено закачкой в хранилище некондиционного природного газа с высоким содержанием меркапта-
нов с Оренбургского газоперерабатывающего завода в первые годы работы ПХГ и закачкой в скв. 4, 6, 7, 58 на хранение конденсата, содержание меркаптанов в котором в 350 раз превышало нормативный показатель. Необходимо было в короткий срок разработать методы ускоренной очистки пласта от примесей меркапта-новой серы (RSH) и предложить способы доведения концентрации RSH до нормативных показателей. Специалистами Совхозного ПХГ и авторского надзора ВНИИГАЗа был предложен способ селективной закачки и отбора газа, который заключался в выявлении скважин с высоким содержанием меркаптанов в продукции и контроле работы этих скважин. В сезон отбора газа такие скважины находились в эксплуатации дольше, чем остальные, а в сезон закачки - наоборот. За счет селективной по площади закачки/отбора газа среднее содержание меркаптанов в газе стабильно снижается, и эта динамика остается положительной до настоящего времени (рис. 2).
Эксплуатация Совхозного ПХГ позволила нарастить запасы газа в пласте и обеспечить стабильность в промышленно развитом регионе. Общий объем газа в пласте на конец 1991 г. составлял 6,9 млрд м3; 1995 г. - 8,2 млрд м3; 2000 г. - 8,7 млрд м3; 2006 г. - 9,1 млрд м3. На конец 2006 г. фонд скважин достиг 151 ед., из них эксплуатационных скважин - 92 ед.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 60
21.08.2015 9:59:34
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
Площадка реконструкции Совхозного ПХГ
В 2007 г ВНИИГАЗом разработаны Коррективы основных технологических показателей для расширения Совхозного ПХГ по результатам систематического авторского
надзора, предусматривающие достижение общего объема газа в хранилище 9,9 млрд м3 и активного объема газа 7 млрд м3, максимальной суточной производительности на отбор 70 млн м3/сут (табл. 5). Предполагалось пробурить 18 эксплуатационных скважин в основной части залежи с НКТ 0 168 мм, в том числе 8 наклонно направленных скважин - под промплощадку.
В настоящее время Совхозное ПХГ находится на стадии реконструкции, ведется процесс замены морально и физически изношенного оборудования в соответствии с Коррективами (2007 г). Основные показатели эксплуатации Совхозного ПХГ с 1974 г. приведены на рис. 3.
Таблица 5
Проектные технологические показатели хранилища, предложенные в Коррективах основных технологических показателей для расширения Совхозного ПХГ по результатам систематического авторского надзора (2007 г.)
Показатель Проектное значение
Общий объем газа в пласте, млрд м3 9,9
Активный объем газа, млрд м3 7,0
Максимальное пластовое давление в зоне расположения скважин, кгс/см2 154
Максимальная производительность на отбор, млн м3/сут 70
Средняя производительность на закачку, млн м3/сут 50
Количество эксплуатационных скважин, ед. 110
1000
500
(Я
ю
О
£.1500
0
-500
-1000 J
Рис. 3. Основные показатели эксплуатации Совхозного ПХГ
№ 3 (23) / 2015
61
г 150
- 100
-50
- 0
- -50
--100
--150
L -200
VGN-3-23-2015-v24.indd 61
21.08.2015 9:59:34
Пластовое давление, кгс/см2
62
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Ежегодно проводимые геолого-технические мероприятия по закачке раствора КМЦ в затрубное пространство, ингибирование скважин в летний период закачки газа, солянокислотные обработки призабойной зоны позволяют обеспечивать Совхозному ПХГ достижение проектных показателей, выполнение планов закачки/отбора газа, требований промышленной безопасности и охраны окружающей среды.
Список литературы
1. Егурцов Н.А. Опыт выявления источников образования техногенной залежи на основе анализа результатов текущего промыслового контроля в процессе эксплуатации ПХГ /
Н.А. Егурцов, В.Н. Аулова, Ю.Н. Попов и др. // 50 лет ВНИИГАЗу - 40 лет ПХГ: сб. науч. тр. -М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 271-282.
2. Зубарев А.П. Опыт поиска и ликвидации источников техногенезиса на ПХГ /
А.П. Зубарев, О.С. Мальцев, Ю.В. Глаголев и др. // Газовая промышленность. - 2012. -Спецвыпуск № 3. - С. 43-45.
3. Егурцов Н.А. Оценка пластовых запасов и особенности вымывания загрязненного меркаптанами газа в условиях ПХГ /
Н.А. Егурцов // 50 лет ВНИИГАЗу - 40 лет ПХГ: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. -С. 202-209.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 62
21.08.2015 9:59:35
