CC BY
48НОВАЯ КОНЦЕПЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТАХ. СОКРАЩЕНИЕ ПЕРИОДА ОТБОРА. ГИДРОДИНАМИКА ВОДОНОСНОГО БАССЕЙНА
УДК 622.691.24:517.572
B.А. Михаленко, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ)
C.А. Хан, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), S.Khan@adm.gazprom.ru Н.П. Бондаренко, к.ф.-м.н., доцент ФГАОУ ВО «Самарский национальный исследовательский университет им. академика С.П. Королева» (Самара, РФ),
bondarenkonp@info.sgu.ru
Изменение климатических условий привело к сокращению холодных зимних периодов и вносит свои коррективы в эксплуатацию газохранилищ, создаваемых в водоносных пластах. В настоящей статье с применением классического подхода, разработанного С.Н. Бузиновым и Е.В. Левыкиным, построенного на теории гармонических колебаний, изучается поведение газовой залежи ПХГ с учетом активности водоносного бассейна при сокращении периода отбора от полугода до 120-80-60 и до 40 суток. Показано, что сокращение периода отбора приводит к расширению газовой залежи в период простоя перед началом отбора газа, а также к уменьшению минимального давления при отборе. Причем величина этих параметров зависит от активности водоносного бассейна. Важным результатом является вывод, что в пределах допустимой точности для неограниченной ловушки можно считать, что ни буферный объем газа, ни минимальный газонасыщенный поровый объем при сокращении периода отбора не уменьшаются по сравнению с определенными по классическому подходу.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ПОДЗЕМНОЕ ХРАНИЛИЩЕ ГАЗА, ВОДОНОСНЫЙ ПЛАСТ, ПЕРИОД ОТБОРА, ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ, КОЭФФИЦИЕНТ АКТИВНОСТИ ВОДОНОСНОГО БАССЕЙНА, МАКСИМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, МИНИМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ГАЗОНАСЫЩЕННЫЙ ПОРОВЫЙ ОБЪЕМ.
Потребление газа существенно зависит от температуры окружающего воздуха, ощутимо возрастая в периоды похолоданий. Неравномерная подача газа потребителям может осуществляться из месторождений-регуляторов, а также из подземных хранилищ газа.
В отсутствие выработанных газовых месторождений и отложений каменной соли вблизи центров потребления ПХГ создаются в геологических ловушках водоносных пластов [1], что накладывает определенные ограничения на режимы их эксплуатации. За годы с момента создания перво-
го ПХГ в водоносных пластах под Калугой (1959 г.) сформировалась теория технологического проектирования со своими двумя постулатами:
• продолжительным периодом отбора, составлющим 150 и более суток;
• равенством отборов и закачек газа.
Причины смены концепции в теории технологического проектирования отечественных подземных хранилищ газа обоснованы авторами в работе [2]. С тех пор повторяющиеся теплые зимы, как и изменения рыночной конъюнктуры, только подтвер-
ждают правоту сформулированных требований.
Первый базисный принцип новой концепции - существенное сокращение периода отбора газа из подземных хранилищ, создаваемых в пористых пластах. При этом если для ПХГ с газовым или неактивным водонапорным режимами сокращение периода отбора, очевидно, не составляет особых гидродинамических проблем, то такого нельзя сказать о ПХГ с активным влиянием водоносного бассейна. В классической теории проектирования создания ПХГ в водоносных пластах
Mikhalenko V.A., C.T.S, Gazprom, PJSC (St. Petersburg, RF)
Khan S.A., C.T.S., Gazprom, PJSC (St. Petersburg, RF), S.Khan@adm.gazprom.ru
Bondarenko N.P., CP.M.S, associate Professor, Samara National Research Univercity named after academician S.P Korolev (Samara, RF), bondarenkonp@info.sgu.ru
The new concept of reservoir engineering for UGS in aquifers. Gutting of withdrawal period. Ihe hydrodynamics of aquifer
Changing of weather conditions led to a reduction of cold winter periods duration, which makes special demands to reduction of UGS withdrawal season. That fact will complicate operation of underground gas storages created in aquifers. To change approaches in processing design it is necessary to break stereotypes of hydrodynamic engineers thinking who are accustomed themselves to put 150 days and 120 days (rarely) withdrawal season while developing Russian UGS operation projects. Using analysis of UGS withdrawal seasons all over the world, it had previously shown that, theoretically, withdrawal season of aquiferous UGS could be near by 40-60 days. By applying classical approach developed by prof. Stanislav Buzinov, prof. Eugine Levykin and based on the theory of harmonic oscillations, UGS behaviour was studied in handpicked examples for different activity of aquifer while reducing the withdrawal season to 120-80-60 and even 40 days.
It is shown the reduction of UGS withdrawal season leads to expansion of gas deposits in the idle period before gas withdrawal season as well as to reduction of minimum reservoir pressure. The magnitude of these parameters depends on activity of aquifer. We thus come to the important conclusion that within allowable accuracy for unlimited trap size it can be assumed that neither cushion gas volume nor minimum gas-saturated pore volume is reduced while reducing the withdrawal season (in comparison with the classical approach).
KEY WORDS: UNDERGROUND GAS STORAGE, AQUIFER, WITHDRAWAL PERIOD, WATER DRIVE, RESERVOIR ENGINEERING, WATER DRIVE COEFFICIENT, MAXIMUM RESERVOIR PRESSURE, MINIMUM RESERVOIR PRESSURE, GAS SATURATED PORE VOLUME.
[1, 3] период отбора принимался равным полугоду. В работе [4] описаны этапы отечественной истории подземного хранения газа, направленные на сокращение периодов отбора сначала
до 150, а затем до 120 суток. Более существенного системного сокращения периода отбора, по нашим сведениям, не рассматривалось. Единственный пример - Калужское ПХГ, создан-
ное в водоносной структуре, в настоящее времени после проведенной реконструкции имеет максимальную суточную производительность 20 млн м3 при активном объеме 390 млн м3.
Нам представляется, что для решения проблемы сокращения периода отбора прежде всего необходимо сломать в головах инженеров по гидродинамике ПХГ устоявшиеся ограничения (стереотипы) по продолжительности периода отбора газа. Сошлемся на анализ продолжительности периода отбора по различным типам ПХГ в разных странах (табл. 1), выполненный на основе Мировой базы данных ПХГ, созданной и актуализируемой усилиями Международного газового союза [5]. Собственно данные по периоду отбора здесь не приведены, поэтому анализу подвергался условный «период отбора», который составляет расчетное количество суток отбора всего активного объема
газа с максимальной производительностью. Понимая некоторую условность такого подхода, тем не менее отметим, что значительное количество ПХГ, созданных в водоносных пластах в США и Канаде, имеют условный «период отбора» около 40 суток при 80-120 сутках для ПХГ в РФ.
Каких проблем следует ожидать при сокращении периода отбора? Прежде всего, резкого падения пластового давления и уменьшения минимального газонасыщенного порового объема. Для этого в первую очередь необходимо изучить реакцию водоносного бассейна.
Изучение взаимодействия газовой залежи и водоносного бассейна при сокращении периода отбора мы провели по методике, описанной в работах [1, 3].
В этих классических работах получены решения для изменения газонасыщенного порового объема и давления, когда отбор-закачка газа описывается формулой:
qr (t) = f (t) = I ¿eos ^ +
+ B sin (^
n T
Однако для проектирования рекомендована простейшая формула, когда расход газа описывается по закону синуса(далее такой подход будем назвать классическим):
q = п q sin М. (2) 2 T
И более того, приведены расчеты, по которым доказывается, что отклонение графика закач-
Таблица 1. Распределение по условным периодам отбора ПХГ, созданных в водоносных пластах [4]
Регион/период отбора, сут 0-40 41-60 61-80 81-100 101-120 >121 X
Восточная и Центральная Европа (до 1991 г.) + страны б. СССР 9 4 4 5 5 3 30
Западная Европа + Восточная и Центральная Европа (после 1991 г.) 1 1 1 0 1 0 4
Северная Америка 21 15 8 1 2 3 50
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
№ 11 | 745 | 2016 г.
ки от «классического» случая не приводит к большой погрешности [3]. Очевидно, что период отбора газа в соответствии с (2) составляет половину года.
Для выполнения анализа влияния длительности периода отбора на гидродинамику хранилища мы подобрали коэффициенты в формулу (1) таким образом, чтобы сформировать
соответствующие кривые отбора с продолжительностью периода 40-60-80-120 суток, с максимальным отбором на одну и ту же дату - 274-е сутки от начала закачки (15 апреля), что соответствует дате 15 января. При этом кривая закачки соответствует (2), поэтому от классического случая [1, 3] рассматриваемые варианты от-
личаются только появлением продолжительных нейтральных периодов и сокращенным периодом отбора. Объем отбора во всех случаях одинаков и соответствует объему закачки, т. е. условие квазистационарности для всех вариантов выполняется [1, 3]. Максимальная производительностьность при сокращении периода отбора составляет 1,5-2,3-3,05-4,8 от максимальной производительности в «классическом» случае.
Для изучения влияния продолжительности периода отбора на основные показатели хранилища был рассмотрен пример из [3] с сокращенными периодами отбора, форма которых приведена на рис. 1. На графике отбора появились осцилляции из-за того, что форма графика закачки-отбора - сложная, в формуле (1) пришлось подбирать по 10-15 коэффициентов А и В.
Как видно из полученных расчетов, в связи с сокращением периода отбора:
• начальный период,в течение которого не происходит ни за-
качка, ни отбор газа, приводит к расширению газовой залежи, так как давление в ней значительно выше, чем в окружающем водоносном бассейне;
• при пиковом отборе газа уменьшается пластовое давле-
ние. Из-за высокого темпа отбора водоносный бассейн не успевает «отреагировать». Чем меньше период отбора, тем выше максимальная производительность и тем ниже минимальное пластовое давление;
• несмотря на то что максимальный отбор приходится на одну и ту же дату, минимальное давление достигается в различные моменты времени. Чем меньше период отбора, тем раньше достигается минимальное давление.
Что очень важно, максимальное пластовое давление и минимальный газонасыщенный поровый объем остаются неизменными для рассмотренных вариантов в пределах точности расчетов.
Если опустить из рассмотрения влияние подошвенных вод, то переход к сокращенному периоду отбора:
• не уменьшает минимальный газонасыщенный поровый объем залежи;
• не увеличивает буферного объема газа (так как минимальный газонасыщенный поровый объем и давление в ПХГ на начало закачки сохраняют свои прежние значения в пределах точности расчетов);
1,1
X
X X ^ си
ъ X 1,0
1- У
о X
о
си 0,9
о
> X
са о д = sin(t)
о а 40 суток
> х 0,8 60 суток 80 суток
X X
и та 100 суток
о т 120 суток
0,7
50 100 150 200 250 300 350
Рис. 2. Изменение газонасыщенного порового объема для примера из [3] при различных графиках отбора (в относительных единицах, 1 - относительная единица - равна максимальному значению параметра при «классическом» режиме и равна 4,91 млн м3)
• при сохранении активного объема приведет к увеличению максимального газонасыщенного порового объема залежи в период нейтрального периода перед отбором.
Полученные результаты для отдельного примера описывают качественную картину для любого ПХГ. В [1, 3] были выведены комплексные параметры, характеризующие реакцию водоносного бассейна на периодические колебания давления на контуре газовой залежи:
/2п „
: = V^
где:
0 * = 0ср п р
ср
М
кЬ ? 2пГ'
(3)
(4)
Рср - среднее давление в залежи за годовой цикл;
О
средний газонасыщен-
ный поровый объем (за годовой цикл); р - вязкость воды; кЬ - проводимость водоносного пласта;
х - коэффициент пьезопрово-дности водоносного пласта; ? - радиус газовой залежи; Т- период, в рассматриваемом случае - 1 год.
В [1, 6] введен коэффициент активности водоносного бассейна (А). В [1, 6] показано, что практически при всех значениях О* коэффициент активности водоносного бассейна незначительно отличается от 1,0, но при малых значениях О* (<1) этот коэффициент значительно возрастает.
Интересно изучить поведение газовой залежи ПХГ при значениях коэффициента активности водоносного бассейна, близких к единице и значительно больших единицы. По данным проф. С.Н. Бузинова [6], существуют полярные условия, например, для следующих двух ПХГ: Полторацкого (х = 0,96 и О* = 9,2, активности водоносного бассейна 1,03) и Щелковского ПХГ (х = 0,54 и О* = 0,52, активности водоносного бассейна 3,8).
На рис. 3 и 4 приведены результаты расчетов для примера из [3] по изменению давления и газонасыщенного порового объема ПХГ при значении коэффициента активности водоносного бассейна 1,03 и 3,8 для вариантов отбора с сокращенным периодом.
Из сопоставления полученных результатов видно, что при коэффициенте активности водоносного бассейна, близком к единице, как и ожидалось, изменение газонасыщенного
порового объема незначительно, и изменение объемов газа в хранилище происходит за счет изменения давления. И наоборот, при значении коэффициента активности водоносного бассейна значительно больше единицы большому изменению давления в ПХГ препятствует большая подвижность воды. Однако все остальные закономерности поведения залежей остаются такими же, как было описано выше.
1,5
1,4
1,2
1,0
0,9
\
\\\
q = 5Ш(£) — 40 суток — 60 суток — 80 суток
ч
— 100 суток — 120 суток >— ^
Рис. 3. Изменение давления для примера из [3] при различных графиках отбора (в относительных единицах, 1 - относительная единица - равна минимальному значению параметра при «классическом» режиме и равна 4,78 МПа)
0,9
0,7
\
4 \\\\
/
—
>.=1 ,03 —
q = 5т(£) 40 суток 60 суток 80 суток 100 суток 120 суток
Рис. 4. Изменение газонасыщенного порового объема для коэффициента активности водоносного бассейна 1,03 и 3,8 при различных периодах отбора. На этом рисунке за 1,0 принято среднее значение газонасыщенного порового объема за годовой цикл
1.6
1,3
1,1
0,8
0
50
1,3
1,2
1,1
0,8
0
50
0,6
=1, )3 N - ,
\
V Y\
/
s
— q = sin t)
— 40 суток \
\
V
u л
80 суток s
— 120 суток
о
50
100
150
200
250
300
350
Рис. 5. Изменение давления при коэффициенте активности водоносного бассейна 1,03 и 3,8 при различных периодах отбора. На этом рисунке за 1,0 принято среднее значение пластового давления за годовой цикл
ВЫВОДЫ
При сокращении периода отбора при прочих равных условиях:
• уменьшается минимальное давление;
• увеличивается максимальное значение газонасыщенного по-рового объема хранилища;
• минимальное значение газонасыщенного порового объема хранилища и максимальное давление практически не меняются;
• величина буферного объема практически не меняется;
• величина изменения вышеуказанных параметров зависит от подвижности пластовой воды: коэффициента активности водоносного бассейна. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. - М.: Недра, 1973. - С. 208.
2. Аксютин О.Е., Хан С.А. Современные требования к совершенствованию теории проектирования создания и эксплуатации ПХГ в водоносных пластах. - Газовая промышленность. - 2009. - № 3. - С. 48-49.
3. Бузинов С.Н., Левыкин Е.В. Методика расчета основных параметров подземных хранилищ газа. - Газовая промышленность. -1961. - № 11. - С. 39-44.
4. Хан С.А., Уткина Т. А. Сокращение периода отбора ПХГ в РФ. - Газовая промышленность. - 2014. - № 11 (714). - С. 40-42.
5. Всемирная база ПХГ Международного газового союза. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://ugs.igu.org
6. Бузинов С.Н. Принципы проектирования разработки крупных газовых залежей: дис. ... д-ра техн. наук. - 1980. - С. 424.
REFERENCES
1. Levykin E.V. Process Design of Gas Storage in Water-Bearing Strata. - M.: Nedra, 1973. - 208 p.
2. Aksyutin O.E., Khan S.A. Modern Requirements to the Improvement of the Design Theory Regarding the Creation and Operation of UGSF in Water-Bearing Strata. - Gas Industry. - 2009. - No. 3. - P. 48-49.
3. Buzinov S.N., Levykin E.V. Method for Calculating the Main Parameters of UGSF. - Gas Industry. - 1961. - No. 11. - P. 39-44.
4. Khan S.A., Utkina T.A. Reducing the UGSF Selection Period in the Russian Federation. Gas Industry. - 2014. - No. 11(714). - P. 40-42.
5. Global UGSF Database of the International Gas Union. - [Electronic Source.] - See at: http://ugs.igu.org
6. Buzinov S.N. Design Principles for the Development of Large Gas Deposits: Doctor Thesis in Engineering Science. - 1980. - P. 424.
1,3
1,2
1,1
1,0
0,9
0,8
0,7
