CC BY
30ОБОСНОВАНИЕ СУТОЧНЫХ ТЕМПОВ ЗАКАЧКИ И ОТБОРА ГАЗА, АКТИВНОГО И БУФЕРНОГО ОБЪЕМОВ АРБУЗОВСКОГО ПХГ
УДК 622.691.24 (470.4)
A.C. ГарЭИШИН, 000«Газпром ВНИИГАЗ»(Москва, P®),A_Garaishin@gwise.vnMgaz.gazprom.ru P.P. КЭНТЮКОВ, ООО «Газпром трансгаз Казань» (Казань, РФ), Clavgeo@mail.ru
В связи с тем, что процесс заполнения газом растягивается на большой срок, для снижения различного рода рисков, а именно по обустройству, мощности ГПА, а также реконструкции существующей системы газотранспортной сети предложено поэтапное освоение бобриковского пласта-коллектора. При этом предусматривается возможность расширения. Предлагается ввести этап опытно-промышленной эксплуатации с показателями первого этапа развития хранилища. Такая стратегия позволит максимально снизить риски по объемам обустройства, реконструкции существующей ГТС и внести своевременные коррективы втехнологический проект создания и циклической эксплуатации Арбузовского ПХГ.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗ, РЕЗЕРВ ГАЗА, ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЕ, ОБЪЕМ РЕЗЕРВА, СУТОЧНАЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ, ПЛАСТОВОЕДАВЛЕНИЕ, АКТИВНЫЙ ОБЪЕМ, БУФЕРНЫЙ ОБЪЕМ, ОТБОР ГАЗА, СКВАЖИНА.
Начало бурения разведочной скважины № 814 (Арбузовская площадь), январь 2008 г.
UDC 622.691.24 (470.4)
Garayshin A.S., Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russian Federation), A_Garaishin@gwise.vnngaz.gazprom.ru Kantyukov R.R., Gazprom transgaz Kazan LLC (Kazan, Russian Federation), Glavgeo@mail.ru
Substantiation of daily rate of injection and gas extraction, active and surge volume ofArbuzov UGSF
Due to the fact that the process of the gas injection lasts over a long period, in order to reduce various types of risks, in particular, CPU arrangement and capacity, as well as reconstruction of the existing gas transmission network system the phased development of Bobrikovsky reservoir is suggested. This provides for the possibility of the expansion.
The stage of trial operation withthe indicators ofthe first phase ofthe reservoir development is suggested. Such a strategy will allow minimizing the risks of the arrangement, reconstruction scopes of the existing gas transportation system and make timely adjustments to the process design ofArbuzov UGSF creation and cyclic operation.
KEY WORDS: GAS, GAS RESERVE, GAS CONSUMPTION, AMOUNT OF RESERVE, DAILY OUTPUT, RESERVOIR PRESSURE, ACTIVE VOLUME, SURGE VOLUME, GAS EXTRACTION, WELL
Таблица 1. Прогноз потребности активной емкости ПХГ, млн м3
2020 г. 2025 г. 2030 г.
Спрос на природный газ, млн м3 15 732 16 906 17 969
Резерв газа для регулирования неравномерности вгазоснабжении 900 967 1028
Резерв для компенсации аварийных недопоставок газа 236 254 270
Резерв газа на холодные зимы 135 145 154
Активный объем газа 1271 1366 1452
Природный газ - основной энергоноситель Республики Татарстан. В этих условиях надежное газоснабжение потребителей является необходимым условием устойчивого функционирования и развития экономики региона. И подземное хранилище газа станет элементом, обеспечивающим энергетическую безопасность. Для Республики Татарстан представляется весьма актуальным создание запасов газа для регулирования неравномерности газопотребления, обеспечения потребления дополнительного объема газа при наступлении холодных зим, а также для компенсации недопоставок газа при возникновении аварий или непредвиденных остановок в транспортно-распре-делительной системе.
Имеющийся транзитный поток природного газа через Республику Татарстан не нуждается в резервировании, так как трансконтинентальные газопроводы имеют многониточную систему.
В результате резерв газа в ПХГ будет определяться по формуле:
V,« = у + ^ (1)
где V -объем резерва для регулирования неравномерности в газоснабжении; 1/-объем резерва газа в ПХГ для покрытия расхода газа на отопительный
период при наступлении холодных зим; Vae-объем резерва для компенсации аварийных недопоставок газа.
Сучетом возможных рыночных и сезонных колебаний прогнозный процент неравномерности газопотребления по республике может составить в среднем около 13,5 %, что создает необходимость регулирования газопотребления.
В соответствии с выполненным анализом в 2020 г. в республике объем неравномерности может составить около 2119 млн м3, в 2025 г. - 2278 млн м3, и к 2030 г. данный показатель может достичь 2421 млн м3 (табл. 1).
В табл. 2 представлены прогнозные объемы резерва газа с учетом возможностей ГТС за период 2020 по 2030 г.
Таким образом, необходимый объем резерва газа на 2030 г. может составить около 1,5 млрд м3.
В указанной таблице представлены показатели необходимого объема и максимальной суточной производительности отбора ПХГ. Производительность ПХГ по
Таблица 2. Необходимый объем резерва природного газа с 2015 по 2030 г. и максимальной суточной производительности отбора ПХГ
V,кти„ q „„ex
млрд м3 МЛН M3
2020 1,27 14,29
2021 1,29 14,50
2022 1,31 14,71
2023 1,33 14,93
2024 1,35 15,14
2025 1,37 15,36
2026 1,38 15,55
2027 1,40 15,74
2028 1,42 15,93
2029 1,43 16,13
2030 1,45 16,32
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ПОДЗЕМНОЕХРАНЕНИЕГАЗА
№ 10 1744 1 2016 г.
отбору является одним из основных параметров, характеризующих возможность технического средства обеспечивать требуемый суточный расход потребления природного газа.
В 2030 г. при активном объеме 1,5 млрд.м3 максимальный суточный отбор ПХГ может составить 16,3 млн м3.
Таким образом, создание Арбу-зовского ПХГ позволит только частично снять напряженность в сезонном регулировании газопотребления РТ, и поэтому необходимо продолжить поиск новых объектов.
Как известно из [1], в первую очередь параметры циклической эксплуатации оцениваются из соотношения:
P - P =р -Р , (2)
max ср ср mm' 4 '
где: P и P . - соответственно,
" max mm '
максимальное и минимальное пластовые давления; Рср - начальное пластовое давление на уровне оттеснения пластовых вод.
Максимальное пластовое давление определяется на основе
методики, приведенной в статье [2]. Минимальное пластовое давление определяет условия стабильной циклической эксплуатации. Рекомендуемая технология освоения пласта-коллектора приведена в работе [4].
После предварительной оценки объемов буферного и активного газа путем подбора графиков закачки и отбора оптимизировали значение Р . в
" min
целяхустановления наилучшего соотношения Va/V6.
Оценочный расчет активного и буферного объема можно проводить по следующим формулам:
I / /'"Л 1 max
(3)
-Q ,о X (1 п,Л г \
max min
р \ 1
' ^ - (4)
охт п,ф г \z(p ) z(p у р
4 max 4 min а
р 1
» min am
' (б)
где 0.пф - объем порового про -странства ловушки в пределах замыкающей изогипсы; Х-коэф-фициент использования ловуш-
ки, по опыту эксплуатации отечественных хранилищ следует принять равным 0,6; аг- коэффи-циентсредней газонасыщенности пласта, принимаемый равным 0,6; ^-безразмерный коэффициент подвижности пластовой воды, в соответствии с расчетами установлен равным 1,1.
В общем случае подвижность пластовой воды обратно пропорциональна безразмерному поро-вому объему пласта и давлению:
Общий объем запасов газа в пределах замыкающей изогипсы (-1070) м может составить около 2 млрд м3. Путем подбора различных графиков закачки и отбора газа получены оптимальные значения О = 680 млн м3
^ а
и Об = 820 млн м3.
Для прогнозирования формирования искусственной газовой залежи была построена геолого-технологическая модель [3]. На рисунке приведен контур распространения газового пузыря по второму этапу заполнения пласта-коллектора газом.
Таблица 3. Основные технологические показатели создания и развития Арбузовского ПХГ
№ п/п Наименование параметра Ед. изм. 1-й этап 2-й этап 3-й этап
1 Общий объем газа млн м3 675 1035 1500
2 Активный объем газа млн м3 300 460 680
3 Буферный объем газа млн м3 375 575 820
4 Максимальный суточный отбор млн м3/сут 3,99 5,24 7,63
5 Максимальный суточный отбор после отбора 90,0 % активного объема млн м3/сут 3 4 5
6 Отбор газа по месяцам (интервалам):
-декабрь млн м3 79,8 122,36 180,88
-январь млн м3 79,8 122,36 180,88
- февраль млн м3 70,2 107,64 159,12
- март млн м3 70,2 107,64 159,12
7 Закачка газа по месяцам (интервалам):
- май млн м3 65,7 100,74 148,92
- июнь млн м3 65,7 100,74 148,92
- июль млн м3 60,9 93,38 138,04
-август млн м3 60,9 93,38 138,04
- сентябрь млн м3 46,8 71,76 106,08
8 Давление в ПХГ (в зоне скважин):
- максимальное кгс/см2 154,5 160 159,6
- минимальное кгс/см2 86,5 85,3 81,8
9 Максимальное давление на выходе КС кгс/см2 141,4 146,8 145,9
10 Число эксплуатационных горизонтальных скважин (с резервом 20%), всего ед. 10 16 20/77*
11 Мощность КС, МВт 6 9,2 13,4
12 Газонасыщенный поровый объем млн м3 3,985 6,214 8,023
13 Продолжительность создания хранилища годы 3 7 14
*-Для сравнения выполнен расчет необходимого количества вертикальных скважин соткрытым забоем.
Отбор газа задавался протяженностью 120 сут, рекомендуется начинать 1 декабря и завершать 31 марта. Нейтральный период после отбора газа составляет один месяц в апреле.
Расчетный максимальный суточный отбор газа составил 7,63 млн м3/сут, обеспечен темп отбора величиной 5 млн м3/сут после отбора 90 % активного газа.
Расчетное число эксплуатационных скважин с горизонтальным стволом 150-200 м сучетом резерва-20 шт. Среднесуточный отбор газа изменяется в пределах от 5,8 до 5,1 млн м3/сут. Отбор газа - бескомпрессорный.
Период закачки начинается с мая и продолжается 180 сут. Среднесуточная закачка изменяется в пределах 5,0-3,5 млн м3/сут. Расчетная мощность КС на закачку газа составляет 13,4 МВт. Результаты расчетов параметров стабильной циклической эксплуатации приведены в табл. 3. Конструкция забоев скважин принята горизонтальной, оценка производительности для условий Арбузовского ПХГ рассмотрена в работе [5].
Заполнение пласта-коллектора газом и вывод на максимальные показатели III этапа растягивается на 14лет. В связи сэтим считаем необходимым отметить, что реалистичность этого варианта будет зависеть от результатов опытно-промышленной эксплуатации. Для снижения рисков, связанных с целым комплексом проблем - сложным геологическим строением структуры [6], практическим отсутствием на значительной части свода пласта-коллектора или его недопустимо низкими толщинами и т. д., рекомендуется проведение I этапа с активным объемом 300 млн м3. Первый этап необходим для уточнения геологической и фильтрационной моделей пласта-коллектора, установления гидродинамической связи с рифовым массивом турнейских
отложений, корректировки продуктивных характеристик проектных скважин и оптимального размещения, выбора режима заполнения и регулирования эксплуатации [4].
Первый этап осуществляется в течение 2 лет, с наращиванием буферного объема до 375 млн м3. Минимальное количество эксплуатационных скважин с горизонтальным забоем на данном этапе - 10 шт. [5].
В связи с тем, что процесс заполнения газом растягивается на большой срок, то для снижения различного рода
рисков, а именно по обустройству, мощности ГПА, а также реконструкции существующей системы газотранспортной сети предлагается поэтапное освоение бобриковского пласта-коллектора, предусматривая при этом вероятность расширения. Приведем основные рекомендуемые этапы развития газохранилища.
1. Первый этап с активным объемом 300 млн м3 при буферном 375 млн м3, заполнения достигает за 3 года, потребная мощность КС- 6 МВт, количество скважин -10 с горизонтальным стволом.
ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ ПОДЗЕМНОЕХРАНЕНИЕ ГАЗА
№10|744| 2016 г.
Газонасыщенность, д.ед.
0.00000 0 19538 0.39076 0.58614 0.78152
Распространение газа по площади структуры (окончание Пэтапа)
2. Второй этап с активным объ-емом 460 млн м3 при буферном объеме 575 млн м3, заполнение осуществится в течение 4 лет, по -требная мощность КС - 9,2 МВт, количество эксплуатационных скважин с горизонтальным забоем -16 шт.
3. Третий этап - 680 млн м3 активного объема и 820 млн м3 буферного объема, необходимое количество скважин - 20 шт., срокзаполнения-7 лет, потребная мощность КС - 13,4 МВт.
В точке подключения Арбу-зовского ПХГ к магистральному газопроводу на период отбора газа должно составить не менее 50 кгс/см2, на период закачки газа не превысит 28 кгс/см2. Эти значения были положены в расчет газопровода-отвода, а также в расчеты технологических режимов отбора и закачки газа (соотношение активного и буферного объемов, мощность КС, количество эксплуатационных скважин, минимальное давление наустье и т. д.) Учитывая возможное расширение, а также для обеспече-
ния надежности поставок газа рекомендован диаметр газопровода 700 мм.
В заключение отметим, что сложившаяся система обеспечения газом и газопотребления на территории РТ имеет свои плюсы. Это практически полное обеспечение газом населения, коммунальных служб, а также промышленности. Кроме того, имеется явная тенденция к нарастанию использования газа в нефтехимии, т. е. глубокая переработка природного и попутного нефтяного газов. Естественно, использование газа в качестве топлива улучшаетэкологическую обстановку, а также позволяет перейти на более высокий уровень автоматизации технологических процессов и приблизиться к высокотехнологичному производству. Однако использование только газа в качестве единственного источника энергии создает значительный крен для обеспечения безопасности энергопотребления, поскольку моноисточник энергии не поз-
воляет широко использовать другие альтернативные источники: уголь, мазут, дрова и т. д. Это связано со сложившейся особенностью развитой сети магистральных газопроводов и их разветвленностью. Практически все потребители охвачены газораспределительной сетью газопроводов. Их загрузка претерпевает значительные сезонные колебания - в летний сезон они, как правило, недогружены, и наоборот, в зимний период их загрузка превышает 90 %.
Таким образом, несмотря на высокую газификацию РТ, без создания искусственных источников резервирования газа, предназначенных для сглаживания сезонной неравномерности газопотребления, подачи газа в периоды резкого похолодания, а также в различных аварийных ситуациях ситуация в РТ может оказаться весьма и весьма неуправляемой. Поэтапное создание Арбузовского ПХГ на территории РТ в какой-то степени позволит решитьуказанную проблему. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование газохранилищ в водоносных пластах. - М.: Недра, 1973.
2. ГарайшинА.С. Обоснованиемаксимально допустимых давлений при проектировании и эксплуатации ПХГ//С6.: Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. - М.: ВНИИГАЗ, 2003.-С. 180-183.
3. Гарайшин A.C., Кан В.Е., Исаева H.A. Геолого-технологическая модель ПХГ, проектируемого на Арбузовской площади // Сб. мат-лов технического совещания «Обеспечение промышленной безопасности объектов хранения газа ОАО «Газпром». Результаты работы в 2006 г. и ход выполнения работв 2007 г.» - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 208 с.
4. ГарайшинА.С., ГригорьевА.С., Исаева H.A., Кантюков Р.Р.,Антипов М.А. Технология освоения бобриковского пласта-коллектора Арбузовского ПХГ//Газоваяпромышленность.-2012.-№684,- С. 64-66.
5. ГригорьевА.В., ГарайшинА.С., Кантюков P.P. Оценка производительности проектных эксплуатационных скважинсгоризонтальным забоем на Арбузовском ПХГ// Газовая промышленность. -2013. - № 693. - С. 40-42.
6. Байдин В.В., Кантюков P.P., Резник Б.А. Результаты разведочных работв связи с созданием подземного хранилища газа на Арбузовской площади//Газоваяпромышленность.-2015.-№ 729.-С.31-35.
REFERENCES
1. Levykin Ye.V. Process design ofgas storages in water producing Formations. M.: Nedra, 1973.
2. Garayshin A.S. Substantiation ofthemaximum allowable pressures Forthedesignandoperation oF UGSF//C0I.V0L: Underground gas storage. Problems and prospects. M.: VNIIGAZ, 2003. P. 180-183.
3. Garayshin A.S., Kang V.Ye., Isayeva N.A. Geological and technological modeloFUGSFdesigned atArbuzovarea //CoU.oF technical meeting materials"lndustrial saFety provision oFgas storage Facilities oF Gazprom OJSC.The results oFwork in 2006andthe progress oFthe work in 2007". M.: IAC Gazprom LLC, 2007. 208 pp.
4. Garayshin A.S., GrigoryevA.S., isayeva N.A., Kantyukov R.R., Antipov M.A. TechnologyoF Bobrikovsky reservoir development in Arbuzov UGSF// Gas industry. 2012. No. 684. P. 64-66.
5. GrigoryevA.V., GarayshinA.S., Kantyukov R.R. PerFormance Evaluation oF project development wellswithhorizontallongwaU Face atArbuzov UGSF//Gas industry. 2013. No. 693. P. 40-42.
6. Baidin V.V., Kantyukov R.R., Reznik B.A. The results oFexploration activitiesForthe creation oFan underground gas storage Facility inthe Arbuzovarea //Gas industry. 2015. No. 729. P. 31-35.
