CC BY
34
© H.H. Пышков, Д.С. Сластунов, 2012
УДК 622.691
Н.Н. Пышков, Д.С. Сластунов
ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ ИСПЫТАНИЙ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В КАМЕННОЙ СОПИ АБОВЯНСКОЙ СПХГ
Рассмотрены подземные резервуары, сооружаемые в отложениях каменной соли геотехнолгическим способом, предназначенные для хранения жидких и газообразных углеводородов. Представлены методические подходы и практический опыт проведения гидрогазодинамических испытаний подземных резервуаров в каменной соли на герметичность. Приводятся экспериментальные данные по гидравлическим и сжатым газом испытаний на герметичность подземных резервуаров Або-вянской станции подземного хранения природного газа.
Ключевые слова: подземное газохранилище, полезные ископаемые, скважина.
Надежность эксплуатации подземных газохранилищ в каменной соли зависит от герметичности основных элементов технической системы «эксплуатационная скважина — выработка-емкость». В состав газохранилища входит, как правило, группа подземных резервуаров единичным геометрическим объемом от нескольких десятков до 400—500 тыс.м3, расположенных на глубинах 900—1000 м.
Оценка герметичности подземного резервуара в каменной соли производится на основе анализа фактических данных комплексных геофизических исследований (ГИС), газогеохимических исследований на скважине, гидрогазодинамических испытаний на герметичность, визуально-инструментального метода контроля обвязки устья скважины.
Нарушение герметичности эксплуатационных скважин подземных резервуаров в каменной соли приводит к потерям хранимого газа вследствие заколонных перетоков газа, что связано с значительными перепадами давлений и температуры в процессе
закачки и отбора газа, образованием микротрещин и каналов в процессе старения заколонного цементного камня, не плотностью резьбовых соединений, образованием сквозных дефектов в обсадных трубах и др.
В соответствии с действующей нормативной документацией [4, 5] подземные резервуары испытываются на герметичность: после окончания строительства; в процессе проведения базового и периодического диагностирования, экспертизы промышленной безопасности объекта; при обследовании технического состояния аварийных скважин; после проведения ремонтно-восстановительных работ.
В работе рассматриваются специфические вопросы проведения гидравлических и сжатым газом испытаний подземных резервуаров Абовян-ской станции подземного хранения газа (СПХГ) на герметичность. В качестве рабочих сред в процессе испытаний используются насыщенный хлоридно-натриевый рассол (ЫаСЬ) и природный газ.
Абовянское подземное хранилище природного газа в каменной соли
9 10
проведении гидравлических испытаний подземного резервуара: 1 — эксплуатационная скважина; 2 — центральная колонна; 3 — подземная выработка-ёмкость; 4 — нерастворимый осадок; 5, 8, 11 и 14 — задвижки; 6, 9 — манометры; 7, 10 — термометры; 12 — мерные баки; 13 — насосный агрегат ЦА-320
создано вблизи г. Еревана. Первые тацию в середине 60-х годов. Строи-подземные резервуары для хранения тельство газохранилища осуществля-природного газа введены в эксплуа- лось поэтапно очередями с наращи-
ванием объема активного газа. При строительстве была использована технология сооружения подземных резервуаров в каменной соли на сближенном противоточном режиме с применением газообразного нерастворителя (воздух, природный газ) [1].
Длительный срок циклической эксплуатации подземных резервуаров (>20—40 лет), расположение газохранилища в сейсмически активной зоне, упруго-пластические свойства каменной соли, знако-переменные термобарические нагрузки в процессе эксплуатации, являются основными причинами вывода из эксплуатации подземных резервуаров, и, как следствие, сокращение проектных геометрических объемов газохранилища.
Обнаружение дефектов в эксплуатационной колонне аварийного резервуара, определение зон перетоков газа в заколонном пространстве, нахождение зон не герметичности по скважине и в прибашмачной области эксплуатационной колонны производится на основе проведения комплексных исследований, одним из которых являются гидрогазодинамические испытания подземных резервуаров на герметичность.
Гидрогазодинамические испытания осуществляются в соответствии с разрабатываемой Исполнителем и утверждаемой Заказчиком Программой проведения испытаний. Проведение гидрогазодинамических испытаний подземных резервуаров на герметичность начинается с гидравлических испытаний. Опрессовка подземного резервуара осуществляется путем закачки в скважину насыщенного рассола до величины испытательного давления, его выстаивания в течение нормативного времени, определения темпа падения давления за указанный отрезок времени. Целью гидравлических испытаний является определе-
ние: качественного характера герметичности подземного резервуара; соотношения «е», характеризующего сжимаемость системы «технологическая скважина — подземная выработка — рассол»; определения коэффициента сжимаемости системы «в»; величины утечки рассола.
Принципиальная схема обвязки устья эксплуатационной скважины для проведения гидравлических испытаний представлена на рис. 1.
В эксплуатационную колонну скважины 1 спускается центральная подвесная колонна 2 на отметку 2—3 м ниже отметки башмака эксплуатационной колонны. На устье скважины монтируются колонные головки и фонтанная арматура 5, 8, 11. На инструментальных фланцах устанавливаются образцовые манометры 6, 9 и термометры 7, 10. Трубное пространство центральной колонны 2 при помощи манифольдной линии соединяется с мерными баками 12 цементировочного агрегата 13. Перед проведением гидравлических испытаний подземная выработка 3 полностью заполняется рассолом, поступающим из рассолопровода путем открытия задвижки 14. Повышение давления в
выработке-емкости до величины испытательного осуществляется при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 путем закачки рассола по центральной колонне 2.
В процессе испытаний измеряются: объемным методом количество закачиваемого рассола при помощи мерных баков 12 цементировочного агрегата или расходомера жидкости, устанавливаемого на рассольной линии до цементировочного агрегата; температура рассола при помощи лабораторного термометра ТЁ-4-Б2 (0—1-50°С, цена деления 0,10С); концентрация рассола при помощи ден-
96 120
Время, ч
Рис. 2. График изменения давления на устье скважины при опрессовке подземного резервуара рассолом
симетра КЁП (р=1000—1220 кг/м3); давление рассола на устье скважины при помощи образцовых манометров или датчиков давления. Полученные данные фиксируются в журнале наблюдений с указанием времени и результатов измерений.
Повышение рабочего давления на устье скважины осуществляется поэтапно ступенями. После достижения требуемого давления на каждой ступени опрессовки задвижки 8 и 11 закрываются, подземная выработка выдерживается под промежуточным рабочим давлением в течение 12 ч., как правило, в ночное время суток. В процессе выстаивания измеряется падение давления рассола на устье скважины. После достижения испытательного давления рассола на устье скважины все задвижки закрываются, а подземный резервуар оставляется на выстаивание в течение 72 часов.
Величина испытательного давления рассчитывается в соответствии с
рекомендациями [3, 4], согласно которым давление на отметке башмака основной обсадной колонны должно составлять 1,05 от максимального рабочего давления газа по проекту на отметке башмака обсадной колонны.
На рис. 2 представлен график изменения давления рассола на устье скважины при проведении гидравлических испытаний на одном из подземных резервуаров Абовянской СПХГ.
Из графика видно, что опрессовка подземного резервуара происходит поэтапно с увеличением давления рассола на устье до величины испытательного
Анализ полученных данных показывает, что за 72 часа выстаивания подземного резервукара давление рассола на устье скважины снизилось на 0,46 МПа.
После окончания гидравлических испытаний рабочее давление на устье скважины снижается до атмосферного путем перекачки рассола из под-
О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160
Объем подземного резервуара.тыс.мэ • Абовянская СПХГ О Другие объекты
Рис. 3. Зависимость изменения коэффициента «е» от геометрического объёма подземного резервуара
земной выработки в рассолопровод. В процессе стравливания измеряется объем отбираемого рассола при помощи расходомера или мерных баков цементировочного агрегата.
При обработке полученных экспериментальных данных рассчитываются: соотношение «е»; коэффициент сжимаемости системы «в»; геометрический объем подземной выработки V.
Соотношение «е» определяется по результатам опрессовки по формуле:
т
е =-, (1)
АР
где АV — объём закачанного (отобранного) в подземную выработку рассола, м ; АР — изменение давления на устье скважины, Па.
На рис. 3 представлены результаты обработки экспериментальных дан-
ных, полученных на различных площадках подземных хранилищ в солях.
Анализ имеющихся данных показывает, что с ростом геометрического объёма выработки-емкости соотношение «е» прямо пропорционально увеличивается.
Коэффициент сжимаемости системы «в», характеризующий как свойства каменной соли, так и форму выработки-емкости, определяется из уравнения [5]: АV 1
V = ■
АР в Отсюда в =
(2)
АV 1
АР V'
где V — объём подземной выработки, полностью заполненной рассолом,
3
м ; в — коэффициент сжимаемости
Рис. 4. Значения коэффициента сжимаемости системы в для некоторых подземных резервуаров Абовянской СПХГ
системы «подземная выработка — технологическая скважина-рассол», 1/Па.
Геометрический объем выработки-емкости определяется: объемным методом при вытеснении рассола в процессе первоначального заполнения резервуара природным газом; расчетным путем по результатам звуколока-ции формы подземной выработки; термодинамическим методом в процессе эксплуатации подземного резервуара [6, 7].
На рис. 4 показаны расчетные значения коэффициента сжимаемости системы для подземных резервуаров Абовянской СПХГ известной формы и геометрического объема.
Из рисунка видно, что значения коэффициента сжимаемости системы «в» для подземных резервуаров, расположенных на одной площадке и близких по геометрическому объему, отличаются по своим значениям, что связано с различием форм выработок-емкостей.
Среднее значение коэффициента сжимаемости для подземного резервуара, полностью заполненного рассолом, соответствует в =4^5-10-10 Па-1. Более высокие значения коэффициента « в » наблюдаются в случае наличия газовых «шапок» в сводовой части выработки-емкости. Коэффициент сжимаемости системы в зависит от формы выработки-емкости и вида хранимого продукта, но не зависит от геометрического объема подземной выработки [8]. Полученные значения коэффициента сжимаемости системы в и соотношения «е» позволяют в первом приближении определить геометрический объём подземной выработки по формуле (2). В этом случае берётся усреднённый коэффициент сжимаемости системы для конкретной промпло-щадки строительства.
После получения положительных результатов гидравлических испытаний приступают ко второму этапу — опрессовке подземного резервуара природным газом.
9 Ю
Рис. 5. Принципиальная схема обвязки устья скважины для проведения испьта-ния подземного резервуара на герметичность природным газом: 1 — выработка-емкость; 2 — центральная подвесная колонна; 3 — внешняя подвесная колонна; 4 — эксплуатационная колонна; 5, 8, 11 и 14 — задвижки; 6, 9 — манометры; 7, 10 — термометры; 12 — мерные баки цементировочного агрегата; 13 — насосный агрегат на базе ЦА-320
При проведении испытаний подземного резервуара на герметичность сжатым газом обычно используется природный газ, азот, в исключительных случаях — воздух. Целью опрес-
совки резервуара сжатым газом является определение герметичности выработки-емкости и эксплуатационной скважины, установление места и величины утечки газа.
Принципиальная схема обвязки устья скважины для проведения испытаний подземного резервуара на герметичность приведены на рис. 5.
В эксплуатационную колонну 4 скважины спускается внешняя подвесная 3 и центральная 2 колонны труб. Устье скважины оборудуется соответствующими колонными головками и фонтанной арматурой 5, 8, 11 и 14. На инструментальных патрубках устанавливаются образцовые манометры 6, 9 и термометры 7, 10.
Межтрубное пространство между внешней подвесной 3 и центральной 2 колоннами труб на устье скважины подсоединяется к газовому шлейфу. Трубное пространство центральной колонны 2 соединяется с мерными баками 12 цементировочного агрегата ЦА-320.
Природный газ по газовому шлейфу поступает на устье скважины из близко расположенного подземного резервуара, имеющего на устье скважины максимальное рабочее давление природного газа. Закачка газа в скважину осуществляется по межтрубному
пространству между обсадной 4 и внешней подвесной 3 колоннами труб, при этом рассол вытесняется по внешней подвесной колонне 2 в мерные баки 12 цементировочного агрегата.
Опрессовка подземного резервуара производится поэтапно. На первом этапе на герметичность испыты-вается эксплуатационная скважина (обсадная и внешняя подвесная колонны с их резьбовыми соединениями). На втором этапе на герметичность испытываются выработка-емкость и прибашмачная зона (зако-лонное пространство) эксплуатационной колонны.
В качестве примера рассмотрим испытания сжатым газом одного из подземных резервуаров Абовянской
СПХГ. К газовому шлейфу исследуемого резервуара подключается один из близко расположенных резервуаров, давление природного газа на устье скважины которого составляет Р=12,5 МПа. На рассольной линии установливается образцовый манометр на Р = 10,0 МПа (класс точности 0,4), на газовой линии датчик измерения давления «Метран» с диапазоном измерений давления до 16,0 МПа (класс точности ±0,1 %) и лабораторный термометр с диапазоном измерений температуры от 0 до + 1000С.
На первом этапе испытаний природный газ закачивался в скважину по межтрубному пространству эксплуатационной и внешней подвесной колоннами труб. Закачка газа осуществлялась порциями. Первоначально открывалась задвижка на устье скважины подземного резервуара с высоким давлением, природный газ подавался в газовый шлейф, закачка газа прекращалась после выравнивания давления на устье скважины и в газовом шлейфе, затем задвижка на устье скважины закрывалась. После этого открывалась задвижка на устье скважины исследуемого резервуара и газ под избыточным давлением перекачивался в выработку-емкость, после перекачки задвижка на устье скважины закрывалась. Таким образом, зная геометрический объём газового шлейфа (V = 158,3 м3) определялось количество газа, закачиваемого в подземный резервуар и темп повышения давления на устье скважины исследуемого резервуара. После осуществления шести операций по заполнению шлейфа и перекачки газа давление на устье скважины повысилось до Р = 8,99 МПа.
В процессе перекачки измерялись: изменение давления в газовом шлейфе; изменения давления газа на усть-
ях скважин подземных резервуаров; температура закачиваемого газа; количество закачиваемого газа.
На первом этапе испытаний из скважины вытесняется порция рассола в объеме равном половине объёма межтрубного пространства между эксплуатационной и внешней подвесной колоннами труб, после чего закачка газа прекращается, скважина оставляется под избыточным давлением на выстаивание в течение 12 ч. Объём вытесняемого рассола измеряется при помощи мерных баков цементировочного агрегата. При отсутствии падения давления газа на испытательном участке эксплуатационной скважины закачку газа продолжают. Закачка газа прекращается при достижении границы раздела «рассол-газ» выше отметки башмака основной обсадной колонны на 3-5м. Задвижки на устье скважины закрываются, скважина выстаивается под испытательным давлением в течение 12 ч.
При наличии падения давления газа на устье скважины производится подкачка газа и эксплуатационная скважина оставляется на дополнительное выстаивание с последующим наблюдением за изменением темпа падения давления. Если темп падения давления превышает допустимые нормы испытания прекращаются.
Для определения места утечки производится поинтервальная опрес-совка скважины газом с шагом 10 м. Для этого скважина повторно заполняется рассолом, после чего начинается порционная закачка газа, при этом из скважины вытесняется рассол в количестве, равном объёму межтрубного пространства по высоте 10 м. Количество вытесняемого рассола контролируется при помощи мерных баков цементировочного агрегата.
При положительных результатах приступают ко второму этапу испытаний подземного резервуара на герметичность. Закачка природного газа продолжается до достижения испытательного давления на устье скважины. После окончания закачки газа задвижки на устье скважины закрываются, а подземный резервуар оставляется под испытательным давлением на срок не менее 3 суток.
В процессе проведения исследований ведётся журнал наблюдений, в котором фиксируются в форме таблиц следующие данные: номер скважины; дата и время начала работы; количество отобранного рассола; плотность, давление и температура рассола; номер и время отбора пробы природного газа, компонентный состав природного газа; температура, давление и количество закачанного природного газа.
На рис. 6 представлен график изменения давления природного газа на устье скважины в процессе проведения испытаний на герметичность одного из подземных резервуаров Або-вянской СПХГ.
Как видно из графика увеличение рабочего давления на устье скважины происходит поэтапно до достижения величины испытательного, после чего подземный резервуар выстаивался в течение трех суток.
В соответствии с требованими [4] подземный резервуар считается герметичным, если среднечасовое падение давления за последние 12 часов выдержки под испытательным давлением не превышает 0,05 % от величины испытательного давления. По результатам испытаний величина падения давления на устье скважины за последние 12 часов выдержки под испытательным давление не превысила нормативного уровня.
96 120 144 168 192 216 240 Время, ч
Рис. 6. График изменения давления на устье скважины при опрессовке подземного резервуара природным газом
По результатам проведенных испытаний составляется соответствующий Акт, в котором отражаются все этапы проведения работ.
В процессе испытаний контролируется отметка границы раздела «рассол-природный газ», которая должна находится ниже башмака внешней подвесной колонны.
Отметка границы раздела «рассол-газ» «И» определяется манометрическим методом из уравнения баланса давлений путем измерения давлений природного газа и рассола на устье скважины в процессе опрессовки по формуле
Р +р •д•И = Р +р •д•И. (3)
У,Г * Г ° у,р Г р о \ /
Из уравнения следует
Р - Р
и = - у,г у,р
д(рр -Рг)'
(4)
где Руг — давление природного газа на устье скважины, Па; Рур — давление рассола на устье скважины, Па; рг — плотность природного газа при рабочих условиях (Рр, Тр), кг/м3; рр — плотность рассола, кг/м3; д — ускорение силы тяжести, м/с2.
Разработанная в ООО «Подземгаз-пром» нормативно-методическая документация позволяет осуществлять работы, связанные с проведением гидрогазодинамических испытаний подземных резервуаров в каменной соли на герметичность.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шахтное и подземное строительство: М.Н. Шуплик, Б.И. Федунец и др. — М. Учеб. для вузов: В 2 т./ Ш11 Б.А. Картозия, Изд. Академии горных наук, 1999. — Т. II.
2. Мазуров В.А. Подземные газонефтехранилища в отложениях каменной соли. — М.: Недра, 1982.
3. СНиП 34-02-99. Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки. — М., 1999. — 17 с.
4. СП 34-106-98. Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки. — М., 1999. —.110 с.
5. СТО Газпром РД-1.9-095-2004. Инструкция по испытанию на герметичность
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
подземных резервуаров в каменной соли. — М., 2004. — 41 с.
6. Р Газпром «Рекомендации по определению вместимости подземных резервуаров» — М., 2005.
7. ПБ-08-83-95. Правила обустройства и безопасной эксплуатации подземных хранилищ природного газа в отложениях каменной соли. — М., 1995. — С. 79.
8. Shut-in Pressure Tests (Case Studies). P. Berest, B. Brouard, J.D. Dump. SMRI. Sept. 2000. EES
Пышков Николай Николаевич — кандидат технических наук, Сластунов Дмитрий Сергеевич — кандидат технических наук, e-mail: D.Slastunov@podzemgazprom.ru, Подземгазпром.
- РУКОПИСИ,
ДЕПОНИРОВАННЫЕ В ИЗДАТЕЛЬСТВЕ «ГОРНАЯ КНИГА»
ВЛИЯНИЕ В УЧЕТЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТОРА СЖАТИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА-МЕТАНА
(№909/07-12 от 10.05.12, 5 с.)
Болошиновский К.И. — кандидат технических наук, соискатель ученой степени, ассистент кафедры «Автоматика и телемеханика», e-mail: volkir@nm.ru,
Московский государственный горный университет.
Приведено описание методов и общих принципов характерных для любых применяемых методов определения коэффициента сжимаемости газа, используемого для определения расхода природного газа или интервального объема газопотребления, характерного для всех применяемых в настоящее время приборов учета метана: малых, средних и крупных серий. Для определения коэффициентов уравнения состояния в соответствии с ГОСТ применяется несколько методов вычисления коэффициента сжимаемости, в том числе с учетом уравнений состояния GERG-91, GERG-88, поэтому практически применяемые для определения коэффициента сжимаемости уравнения состояния отличаются от уравнения состояния Клапейрона или Клапейрона-Менделеева.
Ключевые слова: природный газ, коэффициент сжимаемости, фактор сжатия.
THE INFLUENCE OF COMPRESSION COEFFICIENT IN INDUSTRIAL GAS
ACCOUNTING & DETERMINATION OF COMPRESSION FACTORS
OF NATURAL GAS-METHANE
Voloshenovskey K.I.
In the article described the methods & general principals of compression coefficient determination, typical to for any distinctive methods of compression coefficient determination, calculated to determine the gas flowrate, applied to determine interval volume value in industrial gas accounting, typical for any metrological devices or electronic correctors low, middle or big series aimed for commercial or technical accounting. In the article adduced formulas for compression coefficient detection, compression factors calculating in standard or explotable conditions. To calculate coefficients of state equations according to national standard system in Russia applied several methods of compression coefficient calculating, including GERG-91, GERG-88 etc. So practically used equations & methods to determine compression coefficient differs from state conditions Clapeyron or Clapeyron-Mendeleev equations.
Key words: natural gas-methane, compression coefficient, compression factors.
