CC BY
25к вопросу комплексной модернизации
газлийского газотранспортного узла
УДК 622.691
А.У. Назаров, Gazprom International (Ташкент, Узбекистан),
a.nazarov@gazprom-international.com
Ш.Д. Туляганов, СП ООО «UzLITI Engineering» (Ташкент, Узбекистан)
В статье рассмотрены вопросы по возможностям модернизации подземного хранилища газа «Газли» (Узбекистан) за счет увеличения объемов хранения активного природного газа с 3,0 млрд до 10,0 млрд м3/год без дальнейшего наращивания объемов буферного газа. Установлено, что эксплуатация подземного хранилища газа «Газли» в связи с несоизмеримо малыми объемами закачки и отбора газа производится в условиях создания локальных газовых пузырей с высокой газонасыщенностью порового объема вокруг каждой скважины при аномально низких пластовых давлениях. Выявленный эффект позволил предложить систему увеличения объемов хранения газа с бурением горизонтальных скважин и формированием зоны высокой газонасыщенности, равной активному объему закачиваемого газа вокруг горизонтального ствола каждой скважины. Представлен сопоставительный анализ увеличения мощности подземного хранилища газа с помощью бурения и ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин по сравнению с бурением вертикальных скважин. С учетом наличия фонда длительно эксплуатируемых скважин и в целях уменьшения затрат на бурение новых скважин предлагается осуществить капитальный ремонт отдельных существующих скважин за счет проводки горизонтальных стволов. Рассмотрены вопросы комплексной модернизации системы наземного обустройства подземного хранилища газа с учетом интегрированной работы систем добычи, переработки и транспортировки газа в пределах Газлийского газотранспортного узла. Предложено технологическое решение по обеспечению гарантированного качества природного газа, добываемого из месторождений Газлийской группы и отбираемого из подземного хранилища, в соответствии с установленными стандартами на поставку природного газа на экспорт по северной и восточной газотранспортным системам. Предлагаемое технологическое решение основано на создании селективной системы осушки природного газа совместно с отделением и утилизацией меркаптановых соединений.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА, СКВАЖИНА, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ДЕПРЕССИЯ, РЕПРЕССИЯ, РЕГУЛИРОВАНИЕ ФРОНТА ЗАКАЧКИ ГАЗА.
В последние годы отмечается тенденция к увеличению неравномерности газопотребления по всем категориям потребителей природного газа Узбекистана, а также необходимость гарантированного обеспечения экспортных поставок природного газа по северной (Средняя Азия - Центр) и восточной (Китай) системам газопроводов. Наблюдаемый устойчивый рост спроса на природный газ в зимние периоды предопределяет необходимость развития систем хранения газа в Узбекистане.
Принимая во внимание наличие газотранспортного узла Газли,
включающего подземное хранилище газа (ПХГ) и распределяющего газовые потоки, получаемые от систем добычи и переработки газа в газопроводы «Средняя Азия -Центр» и «Туркменистан - Узбекистан - Казахстан - Китай»,раз-работана технологическая схема комплексной модернизации Газлийского газотранспортного узла, направленная на увеличение объемов экспорта природного газа в зимние периоды.
Газлийский газотранспортный узел, созданный в период с 1960 по 1970 г., на протяжении 50-летнего периода является стратегическим узлом распределения
природного газа и включает следующие технологические системы (рис. 1):
- ПХГ, созданное в истощенном IX газовом горизонте месторождения, объемом хранения активного газа 3,0 млрд м3/год;
- объекты добычи и переработки природного газа из место-рождений Газлийской группы, с потенциалом не менее 5,56,0 млрд м3/год;
- головные сооружения ПХГ «Газли», обеспечивающие подготовку природного газа к транспорту в соответствии с предъявляемыми требованиями по качеству природного газа;
Nazarov A.U., Gazprom International (Tashkent, Uzbekistan), a.nazarov@gazprom-international.com Tulyaganov Sh.D., UzLITI Engineering JV LLC (Tashkent, Uzbekistan)
The question of integrated modernization of the Gazli gas transportation hub
The article discusses the issues on the possibilities of modernization of the Gazli underground gas storage (Uzbekistan) by increasing the storage capacity of active natural gas from 3.0 billion to 10.0 billion m3/year without further increasing the buffer gas volumes. It is revealed that the operation of the Gazli underground gas storage is performed in the conditions of creating local gas bubbles with high gas saturation of the pore volume around each well at the abnormally low reservoir pressures due to the incommensurably small volumes of gas injection and extraction. According to the revealed effect it is possible to propose a system for increasing the volume of gas storage with drilling horizontal wells and forming a zone of high gas saturation equal to the active volume of the injected gas around the horizontal wellbore for each well.
The comparative analysis of the increase in the capacity of the underground gas storage by drilling and commissioning the horizontal wells is given in comparison with the drilling of vertical wells. Considering the existence of a well stock in long-term operation and in order to reduce the cost of drilling new wells, it is proposed to carry out major repairs of some existing wells by drilling horizontal wellbores.
The issues of integrated modernization of the ground-based construction of the underground gas storage are considered, taking into account the integrated operation of the gas production, processing and transportation systems within the Gazli gas transportation hub. The technological solution is proposed to ensure the guaranteed quality of natural gas, extracted from the Gazli group fields and taken from the underground gas storage, in accordance with established standards for the supply of natural gas for export through the northern and eastern gas transportation systems. The proposed technological solution is based on the creation of a selective natural gas dehydration system together with the separation and utilization of mercaptan compounds.
KEYWORDS: UNDERGROUND GAS STORAGE, WELL, FORMATION PRESSURE, DRAWDOWN PRESSURE, OVERBALANCE, GAS INJECTION FRONT REGULATION.
- системы подключения товарного природного газа в экспортные системы газопроводов «Узбекистан - Китай», «Средняя Азия -Центр» и «Газли - Шымкент»;
- систему из 28 дожимных компрессорных станций (ДКС), обеспечивающую отборы газа из ПГХ «Газли» в зимние периоды, а также транспортировку по экспортным и внутриреспубли-канским газотранспортным системам, установленной мощностью компрессорных агрегатов до 225,0 МВт.
Дальнейшее развитие газотранспортного узла будет связано с расширением ПХГ «Газли», являющегося уникальным объектом, в котором хранение осуществляется при аномально низких пластовых давлениях в резервуаре.
СОСТОЯНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА
В период с 2008 по 2011 г. были реализованы мероприятия по строительству и вводу в эксплуатацию новой ДКС-5Б, восстановлению работоспособности до 46 скважин и бурению 20 новых
скважин. В результате отборы природного газа в зимние периоды по этому хранилищу возросли с 2,38 млрд до 3,10 млрд м3, извлечено из пласта дополнительно 6,5 млрд м3 газа (ранее не извле -каемого по причине отсутствия технологических возможностей), которые направлены потребителям республики и на экспорт [1].
Вместе с тем снижение величины минимального пластового давления в объекте к концу отбора газа с 1,51 МПа (2008 г.) до 1,04 МПа (2012 г.) показало необходимость выработки технологических решений по обеспечению дальнейшей эксплуатации Газ-лийского ПХГ с максимально эффективной загрузкой имеющихся мощностей в системе «скважины - сборные пункты - ДКС».
Как показали исследования, проектные решения (активный газ 3,0 млрд м3) с закачкой газа в 102 нагнетательные скважины и отбором из 232 скважин не позволили обеспечить равномерные отборы по всему фонду. Выявлено, что каждая отдельная скважина в несоизмеримо большом газонасыщенном поровом объеме
(при низких пластовых давлениях 1,00-1,14 МПа) имеет свою область дренирования, при этом отсутствие закачки газа по этим сква -жинам не позволяет увеличить их продуктивность при отборах.
Данная область дренирования предопределяет добычные возможности каждой отдельной скважины. В связи с этим задачей оптимизации эксплуатационных характеристик всего фонда скважин является уменьшение области растекания газового пузыря, образующегося в процессе закачки, посредством создания локальной репрессионной воронки с зоной повышенного пластового давления вокруг скважин.
Полученные результаты позволили разработать концепцию проекта по поэтапному увеличению мощности газохранилища по закачке и отбору природного газа в циклическом режиме по следующим критериям.
Критерий 1. Увеличение объемов хранения активного газа производится без увеличения существующих объемов хранения буферного газа за счет использования существующего порового объема
залежи IX горизонта газонасыщенностью не ниже 35-40 %.
Критерий 2. Увеличение объемов хранения природного газа производится созданием локальных ре-прессионных воронок вокруг каждой скважины с максимальным удержанием объемов закачиваемого газа в зонах, максимально приближенных к скважинам.
Критерий 3. Технологический режим эксплуатации скважин при закачке и отборах газа должен устанавливаться по условию поддержания постоянной репрессии (при закачке) и депрессии (при отборе) на продуктивный пласт не выше 0,20-0,25 МПа.
Критерий 4. Выбор варианта технологической схемы увеличения объемов хранения природного газа должен обеспечиваться на основе сопоставительного технико-экономического анализа технологических решений с максимально эффективным использованием существующей инфраструктуры, включая существующие скважины и объекты наземного обустройства.
В соответствии с этими критериями рассмотрены возможности наращивания объемов хранения активного природного газа с реализацией технологической схемы эксплуатации ПХГ горизонтальными скважинами, предназначенными для закачки и отбора природного газа при аномально низких пластовых давлениях (0,10-0,18 МПа).
Разработана секторная геолого-гидродинамическая модель циклической закачки и отбора газа по одиночной горизонтальной скважине применительно к геолого-геофизическим параметрам залегания IX продуктивного горизонта месторождения Газли.
Вычислительные эксперименты по оценке степени и периода удержания объемов закачиваемого природного газа в прискважин-ной зоне позволили определить, что возможны:
- проводка горизонтальных стволов в прикровельную часть
объекта хранения газа при их протяженности по латерали до 700 м, обеспечивающая локальное увеличение газонасыщенности при-скважинной зоны с 51 до 65 % при закачке газа, с формированием объема активного газа, возможного к извлечению в цикле отбора;
- сохранение репрессионной воронки в прискважинной зоне с низкой степенью растекания при нагнетании газа и создании репрессии на пласт, не превышающей 0,2 МПа, в течение всего цикла закачки газа;
- формирование объема активного газа при постоянном газонасыщенном объеме за счет снижения скорости фильтрации закачиваемого газа в глубь пласта;
- достижение суточных объемов отбора природного газа из скважины до 852,0 тыс. м3/сут в сравнении с вертикальной скважиной, дебит которой по расчетам составил 191,0 тыс. м3/сут, при пластовом давлении 1,4 МПа и депрессии на пласт 0,2 МПа.
В целом расчеты показали принципиальную возможность увеличения объемов хранения природного газа при аномально низком пластовом давлении в резервуаре без увеличения буферного объема хранения природного газа, что является принципиально важным с точки зрения исключения значительных финансовых затрат на приобретение буферного газа [2].
На основе выполненных исследований разработаны прогноз-
ные показатели эксплуатации ПХГ «Газли» при увеличении объемов хранения активного газа с 3,0 млрд до 10,0 млрд м3/год по двум вариантам: 1) циклическая эксплуатация ПХГ системой вертикальных скважин; 2) циклическая эксплуатация ПХГ системой горизонтальных скважин.
Прогнозные варианты эксплуатации хранилища показали следующее (см. табл.):
- закачка 10,0 млрд м3 активного газа в хранилище при условии равномерной закачки газа по всему фонду скважин для создания локальных репрессионных воронок потребует до 117 горизонтальных скважин протяженностью ствола по латерали до 700 м или до 515 вертикальных скважин (превышение в 4,4 раза); дебиты горизонтальных скважин составят до 752,0 тыс. м3/сут, вертикальных - 191,0 тыс. м3/сут (снижение в 3,9 раза);
- технологический режим эксплуатации горизонтальных и вертикальных скважин позволяет обеспечить закачку и отборы при-родного газа в прогнозируемых объемах при величинах репрессии и депрессии на продуктивный горизонт, не превышающих 0,2 МПа;
- циклическая эксплуатация горизонтальных скважин на объем активного газа до 10,0 млрд м3 обеспечивает достижение максимального пластового давления в объекте хранения газа до 1,5 МПа, а также сохранение на постоянном уровне газонасыщенного
Проектный режим эксплуатации ПХГ на объем хранения газа 10,0 млрд м3 с бурением новых вертикальных и (или) горизонтальных скважин
Design mode of the underground gas storage operation for gas storage volume of 10.0 billion m3 with drilling new vertical and (or) horizontal wells
Закачка газа (207 сут) Gas injection (207 days) Отбор газа (147 сут) Gas extraction (147 days)
Показатели Indicators Апрель April >3 >, CD CD Июнь June Июль July Август August Сентябрь September Октябрь October Ноябрь November Ноябрь November Декабрь December Январь January Февраль February Март March Апрель April
Число суток, ед. Number of days, units 18 31 30 31 31 30 31 5 15 31 31 29 31 10
Объем газа, млн м3 Gas volume, million m3 301 1329 1714 1771 1771 1714 1329 71 793 2436 2436 2279 1771 286
Среднесуточный отбор и (или) закачка газа, млн м3 Average daily gas extraction and (or) injection, million m3 17 43 57 57 57 57 43 14 53 79 79 79 57 29
Дебит вертикальной скважины, тыс. м3/сут Vertical well production rate, thousand m3/day 172 178 188 198 208 218 225 226 191 178 165 152 142 141
Дебит горизонтальной скважины, тыс. м3/сут Horizontal well production, thousand m3/day 760 789 833 878 923 967 1001 1004 852 792 731 675 632 625
Число вертикальных
скважин, ед. Number of vertical wells, units 98 240 304 288 275 262 190 64 276 441 476 515 400 202
Число горизонтальных скважин, ед. Number of horizontal wells, units 22 55 69 66 62 60 43 15 63 100 108 117 91 46
Объем газа в пласте, млн м3 Gas volume in the reservoir, million m3 27 848 29 176 30 891 32 662 34 434 36 148 37 476 37 548 36 755 34 319 31 884 29 605 27 834 27 548
Пластовое давление, МПа Reservoir pressure, MPa 1,05 1,11 1,18 1,25 1,31 1,38 1,43 1,43 1,39 1,27 1,14 1,02 0,93 0,92
Давление на забое скважин, МПа Downhole pressure, MPa 1,25 1,30 1,37 1,44 1,51 1,58 1,63 1,63 1,20 1,07 0,94 0,82 0,74 0,73
Давление на устье скважин, МПа Wellhead pressure, MPa 1,17 1,23 1,28 1,35 1,42 1,48 1,53 1,53 1,12 1,00 0,88 0,77 0,69 0,68
объема в пределах до 2,0 млрд м3, что существенно снижает обводненность продукции скважин;
- с технико-экономических позиций стоимость горизонтальной скважины применительно к условиям бурения на месторождении Газли превышает стоимость
бурения вертикальных скважин в 1,7 раза;
- сопоставительные показатели по стоимости бурения скважин и количеству скважин, необходимых для циклической эксплуатации ПХГ, обосновывают возможность применения техно-
логической схемы эксплуатации ПХГ «Газли» с проводкой горизонтальных стволов;
- в целях сокращения затрат на бурение новых горизонтальных скважин целесообразна подготовка проектно-технологических решений,направленных на капи-
Рис. 1. Комплексная модернизация Газлийского газотранспортного узла Fig. 1. Integrated modernization of the Gazli gas transportation hub
тальный ремонт существующего длительно эксплуатируемого фонда скважин, оборудованных эксплуатационными колоннами диаметром не менее 168 мм, с проводкой горизонтальных стволов.
КОМПЛЕКСНАЯ МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ НАЗЕМНОГО ОБУСТРОЙСТВА
Совмещение задач добычи природного газа с задачами транспортировки в едином технико-экономическом пространстве с учетом требований покупателей природного газа по обеспечению поставок по северной и восточной системам газопроводов преимущественно в зимние периоды предопределило необходимость внесения изменений в ранее разработанную концепцию модернизации систем добычи и транспортировки газа по Газлийскому газотранспортному узлу.
Исходя из маркетинговых перспектив увеличения экспорта природного газа, обеспечения надежности поставок потребителям республики и на экспорт в зимние периоды, разработана принципиально новая технологическая схема комплексной модернизации Газлийского газотранспортного узла, обеспечивающего реализацию системного подхода в решении взаимосвязанных задач развития мощностей добычи и переработки природного газа, хранения и поставок природного газа всем категориям потребителей (рис. 1).
Поставленные задачи предусматривают разработку и внедрение принципиально новых про-ектно-технологических решений с интеграцией целевых задач добычи природного газа по месторождениям Газлийской группы с задачами увеличения объемов хранения природного газа в
ПХГ «Газли» и модернизации головных сооружений.
Проект модернизации серо-очистных установок Газлийской группы месторождений предусматривает организацию наиболее оптимальной технологической схемы переработки природного газа за счет строительства блока сероочистки производительностью до 2,0 млрд м3/год взамен длительно (на протяжении 50 лет) эксплуатируемых установок сероочистки суммарной производительностью 3 млрд м3/год. Реализация этого проекта позволит существенно повысить качество очистки газа от сернистых соединений и обеспечит закачку влажного газа в Газлийское газохранилище в объеме до 3,5 млрд м3/год в летние периоды.
Реализация данной схемы технологического процесса сероочистки, совмещенной с систе-
Рис. 2. Технологическая схема установки комплексной очистки газа от сернистых соединений и осушки на основе молекулярных сил: А-1 - А-5 - абсорбер для очистки от сернистых соединений; Е-1 - нагревательная печь регенерационного газа; Е-2 - теплообменник регенерационного и (или) холодного продувочного газа; Е-3 - аппарат воздушного охлаждения регенерационного газа; D-1 - сепаратор регенерационного газа; F-1 - пылевой фильтр сухого газа
Fig. 2. Technological scheme of the installation of integrated gas purification from sulfur compounds and dehydration on the basis of molecular forces: A-1 - A-5 - absorber for the purification from sulfur compounds; E-1 - regeneration gas heat-treatment furnace; E-2 - heat exchanger for regeneration and (or) cold blowdown gas; E-3 - regeneration gas air-cooling unit; D-1 - regeneration gas separator; F-1 - dust filter of dry gas
Газ на регенерацию Gas for regeneration
мой хранения очищенного газа, позволяет существенно сэкономить финансовые ресурсы в инвестиционных затратах по этому проекту.
Проект модернизации головных сооружений «Газли». Концепция проекта предусматривает расширение системы осушки природного газа с использованием технологии адсорбционного удаления влаги, совмещенной с процессом удаления меркап-тановых соединений в едином технологическом процессе. Строительство новой системы очистки газа от сернистых соеди -нений, совмещенной с осушкой газа, предлагается осуществить поэтапно, в зависимости от увеличения поставляемых ресурсов природного газа для хранения (рис. 2).
Концепцией также предусмотрена модернизация существующих пяти линий ДКС «Газли»
за счет замены проточных частей компрессорных агрегатов и установка четырех новых агрегатов суммарной мощностью до 100 МВт.
В целях максимально эффективного использования компонентного состава природного газа на площадке головных сооружений предлагается реализовать проект по производству сжиженных углеводородных газов за счет установки технологической линии по переработке газа производительностью до 5,0 млрд м3/год при использовании существующих мощностей по осушке и компримированию газа.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Модернизация ПХГ «Газли» возможна за счет увеличения объемов хранения активного природного газа с 3,0 млрд до 10,0 млрд м3/год без дальнейшего наращивания объемов буферного газа.
Реализация разработанных решений по комплексному проекту «Газли» позволит начать наиболее эффективную деятельность по реконструкции и модернизации газотранспортной системы Узбекистана с использованием финансовых ресурсов, получаемых за счет увеличения объемов хранения природного газа и его реализации на экспорт. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Назаров А., Махмудов Ф. Газлийское ПХГ. Совершенствование технологии хранения // Oil & Gas Journal Russia. 2014. № 9. C. 66-69.
2. Bergin S.R., Shikari Y.A. Horizontal Well in Gas Storage: A Case Study // SPE Gas Technology Symposium. Calgary, 1993. SPE 26165.
REFERENCES
1. Nazarov A., Makhmudov F. Gazli Underground Gas Storage. Improvement of Storage Technology. Oil & Gas Journal Russia, 2014, No. 9, P. 66-69. (In Russian)
2. Bergin S.R., Shikari Y.A. Horizontal Well in Gas Storage: A Case Study. SPE Gas
Technology Symposium. Calgary, 1993. SPE 26165.
