Исследование динамики влагосодержания газа и обоснование технологических режимов эксплуатации подземных газохранилищ в солевых отложениях

Чебаненко, Галина Викторовна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование динамики влагосодержания газа и обоснование технологических режимов эксплуатации подземных газохранилищ в солевых отложениях
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование динамики влагосодержания газа и обоснование технологических режимов эксплуатации подземных газохранилищ в солевых отложениях"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.691.24

Чебяиенко Галина Викторовна

ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИКИ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ГАЗА И ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОХРАНИЛИЩ В СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2005

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина и ООО "Подземгазпром" ОАО "Газпром"

Научный руководитель доктор технических наук Казарян Вараздат Амаякович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук Варягов Сергей Анатольевич,

кандидат технических наук Михайловский Александр Артемович.

Ведущая организация - Институт проблем нефти и газа РАН

Защита диссертации состоится " 2/ %" 1Х1СиЛ_ 2005г.

в 75" часов

на заседании Диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296, ГСП-1,119991, Ленинский проспект, 65. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина

Автореферат разослан " 2,% " (ХЛО-З 2005 г. Ученый секретарь профессор, доктор

Диссертационного Совета

р£УОбг-Ц

вв&С

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В России надежность поставок газа потребителям обеспечивается благодаря созданной Единой Системе Газоснабжения страны, которая связывает в единый технологический комплекс добычу, транспортировку, хранение и переработку газа и включает в себя подземные хранилища газа (ПХГ).

При этом неравномерный характер потребления газа в условиях Российской Федерации объективно обусловлен географической разобщенностью районов добычи, переработки и использования газа, совпадением по времени максимального спроса на топливо и на электро- и теплоэнергию, увеличением гарантированных экспортных поставок газа, моральным и физическим старением существующих газопроводов.

Начавшийся процесс формирования газового рынка в России требует дальнейшего увеличения не столько активной емкости ПХГ, сколько гибкости поставок газа. В частности, необходимо увеличить суточную производительность ПХГ по отбору газа. ОАО «Газпром» разработана программа развития ПХГ, которой предусмотрено к сезону отбора 2007/2008 гг. довести среднюю суточную производительность отбора газа до 700 млн. м3. Особенно это важно в промышленно развитых районах для покрытия кратковременной пиковой неравномерности газопотребления и обеспечения надежности эксплуатации газопроводов. Отбор таких объемов из существующих ПХГ, созданных в пористых структурах, не представляется возможным вследствие технологических ограничений. Поэтому не случайно, что в последнее время в мировой практике отмечается общая тенденция к преимущественному развитию подземных хранилищ газа в солевых отложениях.

В связи с развитием строительства хранилищ такого типа возникает объективная необходимость разработки и обоснования проектных и эксплуатационных

параметров создания подземных резервуаров, сооруженных в отложениях каменной соли.

Однако до сих пор ряд вопросов, касающихся конструктивных параметров и эксплуатации подземных резервуаров, находящихся в составе ПХГ, создаваемых в солевых отложениях, не до конца исследован. В частности, не изучен механизм изменения содержания влаги в природном газе в процессе эксплуатации ПХГ. Как известно, повышенное влагосодержание газа приводит к ухудшению его товарных свойств, возможности образования гидратов и коррозии трубопроводов. В связи с этим исключительную актуальность приобретает изучение и обоснование конструктивных и эксплуатационных параметров подземного хранилища газа, влияющих на влагосодержание газа в подземном резервуаре, с целью минимизации содержания влаги в природном газе при его отборе.

Цель работы

Исследование и научное обоснование конструктивных и эксплуатационных параметров подземного хранилища газа в солевых отложениях, определяющих величину влагосодержания хранимого газа, и разработка на этой основе рекомендаций по обеспечению минимального влагосодержания отбираемого газа из хранилища.

Основные задачи работы

1. Исследование процесса тепло- и массообмена, происходящего в подземном резервуаре, и создание физико-математической модели процесса его эксплуатации.

2. Исследование влияния геометрических размеров и формы подземного резервуара на изменение влагосодержания хранимого природного газа.

3. Исследование изменения влагосодержания природного газа в подземном резервуаре в зависимости от эксплуатационных параметров ПХГ.

Научная новизна работы

- Создана физико-математическая модель эксплуатации подземного резервуара, сооруженного в солевых отложениях, и разработано программное обеспечение, позволяющее моделировать процесс изменения влагосодержания природного газа при эксплуатации такого резервуара.

- Исследован механизм изменения влагосодержания хранимого природного газа в подземном резервуаре при закачке, хранении и отборе природного газа. Определены конструктивные и эксплуатационные параметры, оказывающие наибольшее влияние на величину влагосодержания газа при эксплуатации данного типа хранилищ газа.

- Получены номограммы по определению влагосодержания газа в подземном резервуаре при его закачке и хранении в зависимости от геометрического размера резервуара, продолжительности закачки и хранения, а также температуры и давления хранимого газа.

- Даны рекомендации по конструктивным параметрам и режимам эксплуатации газового хранилища, позволяющие обеспечить минимальное содержание влаги в отбираемом из подземного резервуара природном газе.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с использованием численных методов математического моделирования, а также результатов расчетов, проведенных на модельных, существующих и проектируемых резервуарах.

Практическая значимость

газа, количества остаточного рассола, продолжительности хранения и производительности закачки и отбора газа, позволяющие осуществлять научно-обоснованную эксплуатацию ПХГ с обеспечением минимального содержания влаги в газе, подаваемом потребителю.

Защищаемые положения

Физико-математическая модель процесса изменения влагосодержания газа при эксплуатации ПХГ.

Методика определения влагосодержания природного газа при эксплуатации подземных резервуаров в составе ПХГ, созданных в отложениях каменной соли, в зависимости от их геометрических размеров, термобарических условий эксплуатации, продолжительности процессов закачки, хранения и отбора газа.

Рекомендации по конструктивным и эксплуатационным параметрам подземных резервуаров, обеспечивающим минимальное содержание влаги в отбираемом из хранилища газе.

Реализация выводов и рекомендации работы

Рекомендации, полученные в результате проведенных исследований, реализованы при составлении технологического регламента эксплуатации Ереванского ПХГ и разработке технических решений проектов Волгоградского и Калининградского ПХГ.

Апробация результатов работы

технологии», секция «Подземное хранение газа» (ВНИИГаз, г.Москва, 2003); научном симпозиуме «Неделя горняка - 2004» (МГГУ, г.Москва, 2004), на научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, на научных семинарах ООО «Подземгазпром».

По теме диссертации Чебаненко Г.В. (девичья фамилия Качурова) опубликовано 9 работ, 5 из них в материалах научных конференций.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Казаряну В.А., зав. кафедрой д.т.н., проф. Басниеву К.С., а также сотрудникам ООО «Подземгазпром» к.ф.-м.н. Щербаку С.Б., к.т.н. Богданову Ю.М., к.ф.-м.н. Игошину А.И. и Борисову В.В. за помощь и поддержку при выполнении диссертационной работы.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из од наименований. Диссертация изложена на /67 страницах, включая рисунков и у таблиц.

Содержание работы

Во введении изложена актуальность темы диссертации, сформулированы основная цель и задачи работы, показана научная новизна диссертации и кратко изложена ее структура.

В первой главе диссертационной работы выполнен обзор предшествующих исследований по изменению влагосодержания газа при его хранении в подземных резервуарах, сооруженных солевых отложениях.

Показано, что ПХГ представляет собой достаточно сложный промышленный объект, включающий различные системы наземного и подземного комплексов оборудования.

Созданию подземных хранилищ газа в отложениях каменной соли посвящены работы Богданова Ю.М., Борисова В.В., Горифьянова В.И., Грохотова В.А., Иванцова О.М., Игошина А.И., Казаряна В.А., Мазурова В.А., Позднякова А.Г., Пышкова H.H., Салохина В.И., Смирнова В.И., Федорова Б.Н.

В диссертационной работе рассмотрены вопросы, связанные с влагосодер-жанием газа в подземном резервуаре в солевых отложениях при безрассольной схеме эксплуатации. Эта схема получила наиболее широкое распространение в мире вследствие своей простоты, надежности и экономичности, и освещена в работах Богданова Ю.М., Горифьянова В.И., Игошина А.И., Казаряна В.А., Пышкова H.H., Смирнова В.И., Федорова Б.Н.

В большинстве случаев поверхность дна подземного резервуара неровная, поэтому при первичной закачке газа из выработки-емкости невозможно полностью вытеснить строительный рассол. Наличие остаточного рассола приводит к изменению влагосодержания хранимого природного газа.

Влагосодержание природного газа является одним из важнейших технологических параметров, в значительной степени определяющих режимы отбора газа из подземного резервуара и эффективность дальнейшей подготовки газа к транспорту на ПХГ.

При хранении природного газа в подземном резервуаре имеют место термодинамические процессы, в которых массив соли, резервуар и скважина действуют как взаимосвязанные системы.

Процесс изменения влажности газа в подземных резервуарах представляет собой все еще недостаточно изученную область.

В настоящее время существует всего три работы, посвященные исследованию процесса изменения влагосодержания газа, хранимого в подземном резервуаре, созданном в отложениях каменной соли.

В двух из этих работ рассматривается процесс массообмена идеального газа с межфазной поверхностью при известном фиксированном коэффициенте массоот-дачи. При этом не рассматривается процесс переноса тепла через межфазную поверхность, играющий ключевую роль при испарении (конденсации) влаги из-за значительной величины теплоты испарения. В третьей работе не приводится описание использованных физико-математических моделей, алгоритмов и методов численного расчета. В диссертационной работе изменение влагосодержания хранимого природного газа в подземном резервуаре рассматривается как с учетом процессов массообмена, так и с учетом теплообмена. При этом использовались данные равновесного влагосодержания в табличной форме с учетом коэффициента активности над поверхностью насыщенного рассола ЫаС1.

Анализ существующей литературы показал, что в настоящее время отсутствуют достоверные и полные исследования процессов эксплуатации ПХГ в солевых отложениях, связанных с изменением влагосодержания хранимого природного газа. Следовательно, необходимо провести дополнительные исследования, дающие полное представление о процессе изменения влагосодержания природного газа, позволяющие прогнозировать количество водяных паров в газе в зависимости от конструктивных и эксплуатационных параметров ПХГ.

В заключении первой главы сформулированы основные задачи диссертационных исследований.

Во второй главе изложены основы физико-математической модели, описывающей динамику изменения количества влаги в подземном хранилище газа в отложениях каменной соли при его эксплуатации. Модель основана на совместном решении задачи тепло- и массопереноса в объеме выработки-емкости, занятой газом и рассолом, окружающем соляном массиве и скважине (рис.1 и 2).

Моделирование протекающих процессов тепло- и массообмена основано на ряде упрощающих задачу предположений:

Объем резервуара не меняется со временем и включает переменные объемы газа, рассола и выкристаллизовавшейся соли.

Рис. 1. Схема массовых потоков в подземном резервуаре. 1 - газа и влаги через скважину; 2 - влаги через поверхность раздела фаз «газ-рассол»; 3 - соли через поверхность раздела фаз «рассол-осадок»

Рис. 2. Схема потоков энергии в подземном резервуаре. 1 - поток энергии через скважину; 2 - поток энергии на поверхности «газ-рассол»; 3 - поток энергии на поверхности «рассол-осадок»; 4 - поток тепла из газовой фазы в соляной массив; 5 - поток тепла из рассола в соляной массив

В объеме газа могут находиться хранимый продукт и пары воды. Рассол является насыщенным и представляет собой водный раствор №С1 предельной концентрации.

При испарении воды из рассола находящаяся в нем соль кристаллизуется. В процессе массообмена:

• хранимый продукт поступает в резервуар и отбирается из него только через скважину;

• пары воды поступают в резервуар и отбираются из него через скважину, конденсируются или испаряются с поверхности рассола;

• при испарении или конденсации воды соль из рассола кристаллизуется или растворяется соответственно.

В балансе энергии учитываются тепловые потоки, обусловленные процессами:

• поступления или отбора хранимого продукта через скважину;

• испарения или конденсации воды из рассола, кристаллизации соли;

• теплового взаимодействия хранимого продукта с окружающим соляным массивом.

Для описания параметров хранимого газа и рассола используются осреднен-ные величины по занимаемым ими объемам. Исходные уравнения представляют собой нестационарные балансы масс хранимого газа и водяных паров, а также энергии для газовой фазы и балансы массы воды и энергии для жидкой фазы.

Учитывается теплообмен хранимого газа и рассола с окружающим соляным массивом. В соляном массиве перенос тепла описывается нестационарным одномерным уравнением теплопроводности.

Эти уравнения дополнены уравнением состояния реального газа Редлиха -Квонга.

Термодинамически равновесная плотность водяного пара в объеме выработки-емкости и скважины рассчитывается на основе табличной аппроксимации экспериментальных данных для газа, находящегося над поверхностью воды. Параметры насыщенного водяного пара над поверхностью рассола получаются с помощью коэффициента активности.

Расходные характеристики скважины определяются из решения гидравлических уравнений, связывающих параметры газа на устье и забое скважины.

При расчете процессов на границе раздела фаз хранимый газ-рассол полагается, что пары воды над поверхностью являются насыщенными. С помощью критериальных соотношений определяются тепловые потоки по обе стороны поверхности раздела фаз. Связь тепловых потоков на поверхности раздела фаз дает нелинейное уравнение относительно температуры межфазной поверхности.

В третьей главе изложены алгоритмы численного решения уравнений тепло- и массообмена в скважине, объеме резервуара, занятом хранимым продуктом

и рассолом, окружающем соляном массиве.

В начальный момент времени заданы давление, температура и влажность газа; температура и объемы рассола и выкристаллизовавшейся соли в выработке-емкости, а так же распределение температуры в окружающем выработку-емкость соляном массиве. Далее в последовательные моменты времени рассчитываются параметры газа, рассола и выкристаллизовавшейся соли.

Алгоритм численного расчета влагосодержания газа включает определение следующих параметров:

1. Выбор толщины возмущенного слоя и определение температуры в породе каменной соли вокруг выработки-емкости:

a) Построение формы возмущенного слоя породы каменной соли постоянной толщины вокруг выработки-емкости.

b) Уравнение переноса тепла в соляном массиве.

2. Расчет режимов течения газа в скважине:

a) Расчет расхода газа через скважину и температуры газа на выходе из скважины при известных значениях давления на устье и внизу основной эксплуатационной колонны.

b) Расчетные зависимости течения реального газа по скважине.

3. Закачка газа с заданным расходом.

4. Отбор газа с заданным расходом.

5. Нахождение температуры и плотности газа на выходе из скважины по известным значениям энтальпии и давления на ее входе.

6. Определение геометрических характеристик резервуара.

7. Поверхность раздела фаз системы "газ-рассол":

a) Определение параметров остаточного рассола.

b) Определение температуры поверхности раздела фаз.

8. Определение параметров хранимого продукта.

Поставленная сопряженная задача решается численно с использованием явных разностных схем эйлеровского типа для временной производной и централь-

ной аппроксимации пространственной производной для уравнения теплопроводности.

Ряд зависимостей в задаче имеет табличный характер. Сюда, например, относятся форма резервуара, зависимость влажности от давления и температуры. Для работы с табличными зависимостями разработаны соответствующие процедуры. Создана программа УЬАОА, написанная на языке С++, для расчета поставленной задачи на ЭВМ.

Для ПХГ в г.Этцеле геометрическим объемом около 400 тыс. куб. м. был выполнен расчет по разработанной программе. Имеются литературные данные по экспериментальному замеру динамики процесса изменения влагосодержания при хранении газа. Сопоставление результатов расчетов по программе УЬАвА с экспериментальными данными ПХГ г. Этцель показано на рис. 3.

Рис. 3. Пример расчета процесса влагонасыщения при эксплуатации ПХГ.

В четвертой главе приведены результаты расчета изменения влагосодержания газа в процессе эксплуатации подземного резервуара. Процесс эксплуатации подземного резервуара состоит из четырех циклов: закачка, хранение, отбор и простой при буферном давлении. Для каждого из этих циклов были выполнены

серии расчетов для выявления основных параметров, оказывающих влияние на влажность газа для модельных и проектируемых (Волгоградское и Калининградское ПХГ) резервуаров, а также одного из резервуаров существующего Ереванского ПХГ.

Схематично модельный резервуар представлен в виде цилиндра (рис.4). Дно резервуара образовано гидроврубом, в котором скапливаются остаточный рассол и нерастворимые включения.

Рис. 4. Расчетная схема резервуара.

Ь, Э - высота и диаметр резервуара, 1 - высота гидровруба, с) - диаметр зеркала

остаточного рассола

Влагосодержание газа в процессе эксплуатации подземного резервуара зависит от температуры окружающего резервуар соляного массива, формы и геометрического размера резервуара, площади поверхности остаточного рассола, термобарических условий процесса хранения газа, а также интенсивности отбора газа из резервуара.

В первой серии расчетов исследовалось количественное и качественное влияние указанных параметров на абсолютную влажность газа в выработке-емкости в процессе его закачки.

Установлено, что на абсолютную влажность газа при закачке его в подземный резервуар основное влияние оказывают давление в конце закачки и температура окружающего резервуар соляного массива (рис.5).

2.4 2.2 2.0 1.8 1.6 1.4 1.2 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2

2 И

------

293

298

303

308 313

Температура, К

Рис.5. Зависимость абсолютной влажности газа от температуры окружающего соляного массива в резервуаре объемом 150 тыс. м3. 1 - давление ЮМПа, 2 -буферное давление газа (2МПа)

Рис. 5 демонстрирует тот факт, что при закачке газа в резервуар влажность его уменьшается, и чем больше давление в резервуаре на конец закачки, тем меньше влажность. При этом для более низкой температуры окружающего соляного массива характерно снижение интенсивности увеличения абсолютной влажности с уменьшением давления.

На основании полученных результатов была построена номограмма (рис. 6), позволяющая определить влажность газа в процессе закачки для резервуаров различными геометрическими объемами при производительности закачки 3 млн.м3/сут, температуре окружающего соляного массива 303К, температуре закачиваемого газа 310К, диаметре зеркала рассола 50м.

Подобная номограмма построена и для процесса хранения газа в резервуарах с различными геометрическими объемами.

Рис. 6. Номограмма для определения абсолютной влажности газа в процессе его

закачки в резервуар

Во второй серии расчетов исследовалось поведение влажности газа в процессе хранения природного газа в подземном резервуаре.

Помимо давления газа в подземном резервуаре и температуры, как было показано выше, влияние на абсолютную влажность газа оказывает продолжительность его хранения.

0,42

200 250

Время, сут

Рис.7. Зависимость абсолютной влажности газа от продолжительности этапа его хранения в резервуарах с различными геометрическими объемами

Рис. 7 показывает влияние геометрического объема резервуара на влагосо-держание газа. Анализ кривых показывает, что наибольшие темпы насыщения га-

за влагой наблюдаются на начальных этапах хранения, а затем темп снижается. Это проявляется тем больше, чем меньше объем резервуара.

С целью определения параметров, влияющих на влагосодержание газа при его хранении в резервуаре, было просчитано более 200 различных вариантов. Графическая интерпретация полученных данных при хранении газа выявила характер зависимости точки росы хранимого газа (Тг) от значения отношения площади поверхности остаточного рассола к геометрическому объему резервуара

( - ), температуры соляного массива (Т), давления газа (Р) в подземном резер-Угп ,

вуаре, начальной точки росы газа (7>0) и продолжительности хранения газа (I).

Исследование процесса хранения газа проводилось в диапазоне изменений температуры соляного массива от 20 до 40°С, давлений от 5 до 15 МПа. Обработка полученных результатов выполнена по интерполяционной формуле, содержащей семь неизвестных констант (А-в)

7>=-------)ш (1)

Определение констант проводилось методом наименьших квадратов. В результате обработки данных более 800 вариантов расчетов получены коэффициенты (А-в) для периода хранения газа до 200 дней.

А В С о Е Б О

4.1784 -0.301 0.0063 -33.6179 2.8431 -0.0153 0.3664

Результаты расчетов по формуле (1) были сопоставлены с соответствующими результатами, полученными по программе УЬАОА. Среднеквадратичное отклонение составило 0,57%.

Третий этап расчетов был проведен для определения параметров, оказывающих влияние на влагосодержание в подземном резервуаре при отборе. На рис. 8 показано влияние производительности отбора на значение абсолютной влажности.

0,50

0,46

0,40

г 0,35

5 о,зо

I 0,25

| 0,20

< 0,15

400 тыс м>

150 тыс.

50 тыс. 1

Производительность отбора, млн.кдсут

Рис.8. Зависимость абсолютной влажности газа от производительности отбора для резервуаров с различными геометрическими объемами

Анализ кривых, представленных на рис. 8 показывает, что, например, для резервуара объемом 150 тыс.м3 увеличение производительности отбора с 1 до 2,5 млн. м3/сут приводит к падению абсолютной влажности газа с 0,35 до 0,24 кг/1000 м3, то есть примерно на 30%.

Помимо расчетов на модельных резервуарах выполнены расчеты для существующего Ереванского ПХГ и строящихся Калининградского и Волгоградского ПХГ. Из них можно выделить резервуар Калининградского ПХГ геометрическим объемом 400 тыс. м3, вертикальное осевое сечение которого представлено на рис. 9.

Расстояние, м 30 40

Рис. 9. Вертикальное осевое сечение выработки-емкости Калининградского ПХГ

Этот резервуар отличается большим геометрическим объемом и малым диаметром зеркала остаточного рассола (4 м).

На рис. 10 представлены результаты расчетов двух циклов эксплуатации резервуара с производительностью закачки/отбора 1 млн.м3/сут, при условии, что закачка газа велась до достижения давления в резервуаре 17,2 МПа, продолжительность хранения составила 150 суток, отбор проводился до давления 5,2 МПа и срок простоя резервуара при буферном давлении составил 100 суток.

0,45 0,40 0,35

8 0,30 | °'25

0,20

X £

§ 0,15 £

< 0,10

1 1 II III IV I I II г!! IV

, 1 [

— ■ Ч

/ \ I \

г \ / \

\ _

0 100 200 300 40 ю ы Ю 6< ю 7( ю

20 18 16 14

12 §

10 ф х

8 5 в§ 4е1 2 0

Время, сут

Рис. 10. Зависимость абсолютной влажности и давления от продолжительности эксплуатации Калининградского ПХГ. Кривая 1 - давление в резервуаре, кривая 2 - абсолютная влажность хранимого газа; I - закачка, II - хранение, Ш-отбор, IV - простой резервуара

Для задания начальной точки росы в резервуаре полагаем, что газ хранился при буферном давлении продолжительное время.

Закачка газа в резервуар приводит к снижению абсолютной влажности газа. Для первого цикла величина снижения составляет около 0,2 кг/1000 м3. Как видно из рис. 10, увеличения влажности газа в процессе его хранения не наблюдается даже во время простоя резервуара под буферным давлением. Кроме того, в резервуаре Калининградского ПХГ в процессе эксплуатации наблюдается постепенное снижение влагосодержания газа.

В заключении четвертой главы сделаны выводы.

Основные выводы и рекомендации

1. Разработана физико-математическая модель, описывающая динамику изменения количества влаги в газе при эксплуатации подземного резервуара. На ее основе создан программный комплекс УЬАОА.

2. В результате проведенных исследований выявлен и сформирован перечень основных конструктивных, строительно-технологических и эксплуатационных параметров, определяющих влагосодержание хранимого газа во всех трех режимах работы ПХГ.

3. На основе обобщения полученных результатов исследований сформулированы рекомендации, позволяющие обеспечить минимальное влагосодержание газа при эксплуатации ПХГ в солевых отложениях:

a) на стадии проектирования и строительства подземного резервуара:

• сооружение хранилища нужно осуществлять на той площадке, где температура пород окружающего соляного массива ниже;

• строить подземные резервуары максимально возможного геометрического объема, который позволяет мощность соляного пласта;

• дно резервуара проектировать и строить в виде опрокинутого конуса с целью уменьшения площади зеркала остаточного строительного рассола;

• при первом заполнении подземного резервуара хранимым газом осуществить отбор максимально возможного количества остаточного строительного рассола;

• после первоначального заполнения подземного резервуара газом необходимо извлекать из скважины центральную подвесную рассолоподъ-емную колонну, а дальнейшую эксплуатацию (закачка и отбор газа) осуществить по внешней подвесной колонне большого диаметра.

b) На стадии эксплуатации подземного резервуара:

• уменьшить время хранения газа при низких давлениях;

• отбор газа из единичного резервуара осуществлять с максимально

возможной производительностью.

4. Рекомендации, полученные в результате проведенных исследований, реализованы при составлении технологического регламента эксплуатации Ереванского ПХГ и разработке технических решений проектов Волгоградского и Калининградского ПХГ.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Качурова Г.В. Особенности эксплуатации подземных хранилищ газа в каменной соли // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез. докл. 5-я науч.-техн. конф. 23-24 января 2003г. - М, 2003. -С. 75.

2. Чумиков H.H., Качурова Г.В. Технические средства по извлечению остаточного рассола из подземных резервуаров в каменной соли // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез. докл. 5-я науч.-техн. конф. 23-24 января 2003г. - М, 2003. -С. 149.

3. Щербак С.Б., Качурова Г.В. Математическое моделирование процесса вла-гонасыщения хранимого газа в подземном резервуаре // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез. докл. 5-я науч.-техн. конф. 23-24 января 2003г. - М, 2003. -С. 152.

4. Качурова Г.В., Щербак С.Б. Моделирование процесса влагонасыщения хранимого газа в подземном резервуаре // ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии: Тез. докл. междунар. конф., секция «Подземное хранение газа». - М, 2003. -С. 68-70.

5. Качурова Г.В., Щербак С.Б. Процесс влагонасыщения газа при эксплуатации ПХГ в отложениях каменной соли // Молодежная наука-нефтегазовому комплексу: Тез. докл. науч. конф. аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и научных организаций 30-31 марта 2004 г.- М, 2004. -С. 19.

6. Качурова Г.В. Влагонасыщение газа в подземной выработке, сооруженной в каменной соли //Объединенный научный журнал-2004. -№24. -С. 68-71.

7. Качурова Г.В. Расчет параметров эксплуатации скважины газового хранилища, сооруженного в каменной соли //Объединенный научный журнал. -2004.-№24. -С. 71-73.

8. Качурова Г.В. Щербак С. Б. Моделирование влагонасыщения газа в соляной выработке - емкости //Наука и техника в газовой промышленности. -

2004. -№3-4. -С. 10-12.

9. Качурова Г.В., Щербак С.Б. Влагонасыщение газа в подземном резервуаре //Горный информационно - аналитический бюллетень. Неделя горняка. -

2005. -№2. -С. 253-256.

Соискатель Чебаненко Г.В о£алег@1ю1Ьох ги

Подписано в печать Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

Заказ У

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

»12172

PH Б Русский фонд

2006-4 6926

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чебаненко, Галина Викторовна

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОЦЕССА ИЗМЕНЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ГАЗА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ В СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ.

2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА ИЗМЕНЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО РЕЗЕРВУАРА.

2.1. Расчетные уравнения, описывающие тепло- и массообмен, происходящий в процессе эксплуатации подземной выработки-емкости.

2.2. Расчетные уравнения, описывающие тепло- и массообмен в скважине.

2.3. Влагосодержание газа, находящегося в равновесном состоянии при контакте с открытой поверхностью пресной воды и рассола.

3. МЕТОДИКА И АЛГОРИТМЫ ЧИСЛЕННОГО РАСЧЕТА.

3.1. Выбор толщины и определение температуры в возмущенном слое породы каменной соли вокруг выработки-емкости.

3.2. Расчет режимов течения газа в скважине.

3.3. Определение параметров в подземном резервуаре.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВОГО ХРАНИЛИЩА, СООРУЖЕННОГО В КАМЕННОЙ СОЛИ.

4.1. Исследование влагосодержания природного газа в процессе его закачки в подземный резервуар.

4.2. Исследование влагосодержания природного газа в процессе его хранения в подземном резервуаре.

4.3. Исследование влагосодержания природного газа в процессе его отбора из подземного резервуара.

4.4. Расчет режимов эксплуатации существующих и проектных ПХГ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование динамики влагосодержания газа и обоснование технологических режимов эксплуатации подземных газохранилищ в солевых отложениях"

Актуальность работы

В топливно-энергетическом комплексе России доля природного газа в производстве первичных энергоресурсов составляет около 50%. При этом неравномерный характер потребления газа в условиях Российской Федерации объективно обусловлен географической разобщенностью районов добычи, переработки и использования газа, совпадением по времени максимального спроса на топливо и на электро- и теплоэнергию, увеличением гарантированных экспортных поставок газа, моральным и физическим старением существующих газопроводов.

В 2002 г. объем сезонной неравномерности газопотребления в РФ составил более 16% (объем неравномерности экспортных поставок -5,5%). При этом величина максимального суточного потребления превысила величину минимального в 3,1 раза, а максимальные зимние суточные поставки газа на экспорт превысили минимальные летние в 1,67 раза [7].

Надежность поставок газа потребителям обеспечивается благодаря созданной Единой Системе Газоснабжения страны, которая связывает в единый технологический комплекс добычу, транспортировку, подземное хранение и переработку газа. Протяженность магистральных газопроводов и отводов в РФ составляет 154,9 тыс. км. В настоящее время эксплуатируется 23 подземных хранилища газа (ПХГ) с объемом активного газа 61,7 млрд. м3 и средней суточной производительностью в самые холодные зимние месяцы до 455 млн. м3 [7].

Начавшийся процесс формирования газового рынка в России требует дальнейшего увеличения не столько активной емкости ПХГ, сколько гибкости поставок газа [62, 75]. В частности, необходимо увеличить суточную производительность ПХГ. В связи с этим в ОАО «Газпром» разработана программа развития ПХГ, которой предусмотрено к сезону отбора 2005/2006 гг. довести среднюю суточную производительность до 550 млн. м3, а в сезоне отбора 2007/2008 гг. до 700 млн. м3 [7]. Обеспечение таких объемов суточной производительности из существующих ПХГ, созданных в пористых структурах, не представляется возможным даже при их реконструкции и расширении. Это объясняется тем, что в хранилищах газа в пористых структурах дебит отбора из единичной скважины в основном составляет 250300 тыс. м3/сут. В перспективе с использованием новых технологий возможно создание скважин с производительностью до 1 млн. м /сут [2]. Проблему обеспечения высоких суточных производительностей можно решить созданием ПХГ в отложениях каменной соли. Максимальный отбор газа из скважин таких ПХГ может составлять до 12 млн. м3/сут, что на несколько порядков превышает темпы отбора из ПХГ в пористых структурах. Особенно это важно в промышленно развитых районах для покрытия кратковременной пиковой неравномерности газопотребления и обеспечения надежности эксплуатации газопроводов. Не случайно, что в последнее время в мировой практике отмечается общая тенденция к преимущественному развитию подземных хранилищ газа в солевых отложениях.

Прогноз динамики газопотребления в Российской Федерации показывает, что в период до 2015-20гг. по большинству экономических районов (особенно по Центральному и Северо-Западному) будет иметь место дефицит суточного газопотребления, который может быть покрыт за счет строительства в различных регионах России 8 ПХГ в солевых отложениях с суммарной производительностью 345 млн. м3/сут. В настоящее время на стадии строительства находятся Волгоградское и Калининградское ПХГ. Суммарная производительность этих ПХГ, после завершения строительства, составит 100 млн.м3/сут. На стадии проектирования находится Березниковское ПХГ, предназначенное для регулирования сезонной неравномерности газопотребления крупнейшего Березниковско-Соликамского промышленного узла. По трассе газопровода Ямал-Европа намечается строительство Сереговского и Смоленского ПХГ, которые повысят надежность эксплуатации данного газопровода и покроют пиковую неравномерность газопотребления прилегающих к ПХГ районов. В центральном промышленно-экономическом районе России планируется строительство Серпуховского ПХГ. Так же в этом районе расположен Новомосковский рассолопромысел, который имеет более десяти отработанных подземных емкостей, пригодных для хранения природного газа. В настоящее время на этом объекте проводятся научно-исследовательские, опытно-конструкторские и проектные работы по созданию ПХГ на базе отработанных емкостей.

В связи с развитием строительства хранилищ такого типа возникает объективная необходимость разработки более совершенных технологий их эксплуатации.

Однако до сих пор ряд вопросов, касающихся конструктивных и эксплуатационных параметров подземных резервуаров, являющихся основным элементом ПХГ, создаваемых в солевых отложениях, не до конца исследован. В частности, не изучен механизм изменения содержания влаги в природном газе в процессе эксплуатации ПХГ. Как известно, повышенное влагосодержание газа приводит к ухудшению его товарных свойств, возможности образования гидратов и коррозии трубопроводов. Отсутствуют исследования по изменению количества влаги в газе в зависимости от геометрических размеров выработки-емкости, количества остаточного рассола в ней, термобарических условий и продолжительности хранения газа, производительности закачки и отбора газа. В связи с этим исключительную актуальность приобретает изучение и обоснование режимов эксплуатации подземного хранилища газа, влияющих на влагосодержание газа в подземном резервуаре, созданном в солевых отложениях, с целью минимизации содержания влаги в природном газе при его отборе. Определяющими факторами в решении этой задачи являются количественное определение влагосодержания природного газа и определение возможности его минимизации при отборе газа из хранилища.

Цель работы

Основные задачи работы

Научная новизна работы

Создана физико-математическая модель эксплуатации подземного резервуара, сооруженного в солевых отложениях, и разработано программное обеспечение, позволяющее моделировать процесс изменения влагосодержания природного газа при эксплуатации такого резервуара.

Исследован механизм изменения влагосодержания хранимого природного газа в подземном резервуаре при закачке, хранении и отборе природного газа. Определены конструктивные и эксплуатационные параметры, оказывающие наибольшее влияние на величину влагосодержания газа при эксплуатации данного типа хранилищ газа.

Получены номограммы по определению влагосодержания газа в подземном резервуаре при его закачке и хранении в зависимости от геометрического размера резервуара, продолжительности закачки и хранения, а также температуры и давления хранимого газа.

Методы решения поставленных задач

Практическая значимость

На основании проведенных исследований изучены процессы изменения влагосодержания газа при эксплуатации ПХГ в солевых отложениях. Разработаны рекомендации по эксплуатации подземного резервуара хранилища газа в зависимости от его геометрических параметров, термобарических условий содержания газа, количества остаточного рассола, продолжительности хранения и производительности закачки и отбора газа, позволяющие осуществлять научно-обоснованную эксплуатацию ПХГ с обеспечением минимального содержания влаги в газе, подаваемом потребителю.

Защищаемые положения

Физико-математическая модель процесса изменения влагосодержания газа при эксплуатации ПХГ.

Реализация выводов и рекомендации работы

Апробация результатов работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались на 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (РГУНГ, г.Москва, 2003); «Проблемы современного развития топливной промышленности России» (РГУНГ, г.Москва, 2003); международной конференции «ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии», секция «Подземное хранение газа» (ВНИИГаз, г.Москва, 2003); научном симпозиуме «Неделя горняка - 2004» (МГГУ, г.Москва, 2004), на научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, на научных семинарах ООО «Подземгазпром».

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 88 наименований, приложений. Диссертация изложена на 167 страницах, включая 85 рисунков и 5 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Чебаненко, Галина Викторовна

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4

На основании полученных данных для расчетных, существующих и проектируемых резервуаров сделаны следующие выводы:

1. Ряд исследованных параметров оказывает одинаковое влияние на абсолютную влажность газа вне зависимости от этапа эксплуатации (закачка, хранение, отбор):

1.1. Абсолютная влажность газа, независимо от геометрического объема подземного резервуара, всегда уменьшается при уменьшении зеркала остаточного рассола.

1.2. Температура окружающего соляного массива оказывает значительное влияние на влажность газа в процессе его закачки, хранения и отбора. Чем больше температура окружающего соляного массива, тем больше абсолютная влажность газа в резервуаре.

2. В то же время остальные исследованные параметры оказывают различное действие на значение абсолютной влажности, а именно:

2.1. Процесс закачки газа в резервуаре всегда приводит к уменьшению абсолютной влажности газа в резервуаре. На величину абсолютной влажности при закачке газа в резервуар оказывают следующие параметры:

2.1.1. Геометрический объем резервуара. Газ, закачанный в резервуар с большим геометрическим объемом, имеет меньшую абсолютную влажность.

2.1.2. Давление в резервуаре. Большее значение давления в резервуаре приводит к уменьшению влагосодержания в хранимом газе.

2.1.3. Производительность закачки. Высокая производительность закачки приводит к увеличению абсолютной влажности газа в резервуаре, хотя увеличение абсолютной влажности газа при повышении производительности закачки с 0,5 млн. м3/сут до 3 млн. м3/сут незначительно. 2.1.4. Температура закачиваемого газа практически не влияет на абсолютную влажность газа в резервуаре.

2.2. Этап хранения газа над поверхностью зеркала остаточного рассола в резервуаре увеличивает влажность газа в большей или меньшей степени. На величину абсолютной влажности при хранении газа в резервуаре оказывают следующие параметры:

2.2.1. Геометрический объем резервуара. Газ, хранимый в резервуаре с большим геометрическим объемом, имеет меньшую абсолютную влажность.

2.2.2. Давление хранимого газа. Высокое давление хранимого газа способствует снижению влагосодержания газа.

2.2.3. Буферное давление в подземном резервуаре. Хранение газа под буферным давлением создает повышенную его влажность, которая оказывает влияние на влажность газа при его закачке.

2.2.4. Относительная влажность в подземном резервуаре на конец хранения не превышает 75%.

2.3. Процесс отбора газа из подземного резервуара приводит к уменьшению абсолютной влажности газа. На величину абсолютной влажности при отборе газа в резервуаре оказывают следующие параметры:

2.3.1. При отборе газа из резервуара с большим геометрическим объемом значение абсолютной влажности в конце этапа отбора больше. Зависимость абсолютной влажности газа от объема оказывается более значительной, чем при закачке.

2.3.2. Давление в подземном резервуаре на конец этапа отбора. Чем больше давление в резервуаре остается в конце отбора, тем меньше абсолютная влажность газа в резервуаре.

2.3.3. Высокая производительность отбора может приводить к снижению абсолютной влажности в резервуаре. При отборе газа с высокой производительностью происходит снижение влагосодержания газа за счет достижения относительной влажности газа 100% и выпадения воды на поверхность рассола. При отборе газа с небольшой производительностью, не приводящей к 100% насыщению газа, влага, содержащаяся в газе, выносится вместе с ним.

3. Получена расчетная зависимость точки росы газа в резервуаре в процессе хранения от начальных значений точки росы, давления, температуры в резервуаре, геометрического объема резервуара, площади поверхности остаточного рассола и времени. Погрешность значения точки росы газа, полученной по формуле, от значения точки росы, определенного с помощью программы, составляет около 10%.

4. Режимы эксплуатации, позволяющие получать минимальное влагосодержание газа в резервуаре, для каждого резервуара индивидуальны и должны просчитываться отдельно.

5. Наиболее благоприятным с точки зрения снижения влагосодержания газа является проектируемое Калининградское ПХГ. Геометрический объем

1 Л

400 тыс. м и площадь зеркала остаточного рассола 12,5 м приводят к тому, что с каждым циклом эксплуатации абсолютная влажность газа в резервуаре уменьшается.

Заключение

В диссертационной работе решена актуальная научная задача по обоснованию эксплуатационных параметров ПХГ, определяющих влагосодержание хранимого газа. Задача решалась путем исследования изменения влажности природного газа при эксплуатации подземного резервуара, созданного в отложениях каменной соли методом растворения через буровые скважины и входящего в состав ПХГ.

Основные научные выводы, практические результаты и рекомендации заключаются в следующем.

1. Результатом анализа существующих теоретических и экспериментальных работ по исследованию влагосодержания природного газа при эксплуатации подземного резервуара, созданного в отложениях каменной соли методом растворения через буровые скважины, стали выводы о том, что влагосодержание природного газа зависит от конструктивных параметров резервуара, технологии его строительства и эксплуатационных параметров.

2. На основе разработанной физико-математической модели, описывающей динамику изменения количества влаги в газе, при эксплуатации подземного резервуара, с учетом теплообмена хранимого газа и остаточного строительного рассола с окружающим соляным массивом и программного комплекса «VLAGA» выявлен и сформирован перечень основных конструктивных, строительно-технологических и эксплуатационных параметров, определяющих влагосодержание хранимого газа во всех трех режимах работы ПХГ.

3. В результате проведенных многочисленных расчетов процесса эксплуатации модельных резервуаров с использованием разработанной модели и программного комплекса установлено качественное и количественное влияние на влагосодержание хранимого газа температуры, окружающего резервуар соляного массива, формы и геометрического размера резервуара, площади поверхности остаточного рассола, термобарических условий процесса хранения газа, интенсивности отбора газа из резервуара.

4. На основе обобщения полученных результатов исследования сформированы рекомендации, обеспечивающие эффективную эксплуатацию ПХГ, созданного в отложениях каменной соли.

I. На стадии проектирования и строительства подземного резервуара:

• при равных геологических, технологических и эксплуатационных условиях перспективных площадок строительства ПХГ, сооружение хранилища нужно осуществлять на той площадке, где температура окружающего соляного массива пород ниже;

• при первом заполнении подземного резервуара хранимым газом, осуществить отбор максимально возможного количества остаточного строительного рассола;

• после первоначального заполнения подземного резервуара газом необходимо извлекать из скважины центральную подвесную рассолоподъемную колонну, а дальнейшую эксплуатацию (закачка и отбор газа) осуществить по внешней подвесной колонне большого диаметра.

II. На стадии эксплуатации подземного резервуара:

• уменьшить время хранения газа при низких давлениях;

• отбор газа из единичного резервуара осуществлять с максимально возможной производительностью, ограничением которой может являться только температура газа на уровне башмака основной обсадной колонны. Она должна быть не ниже 0°С.

5. Рекомендации, полученные в результате проведенных исследований, реализованы при составлении технологического регламента эксплуатации Ереванского ПХГ и разработке технических решений проектов Волгоградского и Калининградского ПХГ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чебаненко, Галина Викторовна, Москва

1. Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. Вычислительные методы для инженеров. -М.: Высшая школа. -1994. -543 с.

2. Арутюнов А.Е., Бузинов С.Н. Создание пиковых подземных хранилищ газа в пористых средах //Сб. науч. труд. «Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы»/ ВНИИГАЗ. -2003. -С. 30-34.

3. Архангельский А. Я. Программирование в C++Builder 4.-М: «Бином», 1999. 922 с.

4. Бобровский С.А. Гидравлический расчет распределительных трубопроводов. -М.: Издательство литературы по строительству, 1968.-159 с.

5. Бобровский С.А., Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища. -МгНедра, 1980.-413 с.

6. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. -М.: Грааль, 2002. 576 с.

7. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. -М.: Наука, 1972.-720 с.

8. Влагометрия природного газа: состояние и проблемы / И.Н. Москалев, B.C. Битюков, А.С. Филоненко и др. Обз. информ. Сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. -М. ИРЦ «Газпром», 1999, -36 с.

9. Вольвачев А. Н., Сурков Д. А., Сурков К. А. Программирование в среде C++Builder. -Минск: Попурри, 1998.-568 с.

10. Гаев А.Я., Щугорев В.Д., Бутолин А.П. Подземные резервуары: условия строительства, освоения и технология эксплуатации. -JL: Недра, 1986. -224 с.

11. Глушаков С. В., Коваль А. В., Смирнов С. В. Язык программирования С++. —Харьков: ООО "Издательство Фолио", 2002. 500 с.

12. Гофман-Захаров П.М. Проектирование и сооружение подземных резервуаров нефте-газохранилищ. -Киев: Бущвельник, 1973.-244 с.

13. Жданова Н.В., Халиф A.JI. Осушка природных газов. М.: Недра, 1975.-158 с.

14. Задора Г.И. Подземное хранение газов и углеводородных жидкостей в непроницаемых гонных породах. М.: МИНХи ГП, 1976.-100 с.

15. Иванцов О.М. Хранение сжиженных углеводородных газов. -М.: Недра, 1973.-224 с.

16. Игошин А.И., Казарян В.А. и др. Опыт эксплуатации Ереванского ПХГ // Газовая промышленность. -1999. №9. -С. 48-49.

17. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. -М.: Машиностроение, 1992.-672 с.

18. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. -М.: Энергия, 1969.-440 с.

19. Казарян В.А. Исследование теплофизических свойств каменной соли месторождений, перспективных для сооружения ПХГ. -М.: ИРЦ Газпром, 1999.-41 с.

20. Казарян В.А. Теплофизические свойства индивидуальных углеводородов и газовых конденсатов. -М.: Недра, 2002.—448 с.

21. Казарян В.А., Пышков Н.Н. Технологические схемы эксплуатации подземных хранилищ жидких углеводородов в каменной соли //Обз.информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа.- М.: ВНИИЭгазпром, 1990, -57 с.

22. Калиткин Н. Н. Численные методы. -М.: Наука, 1978.-512 с.

23. Карапетьянц М.Х. Химическая термодинамика. -М; JL: Госхимиздат, 1953. -611 с.

24. Каратыгин Е.П., Кубланов А.В., Пустыльников Л.М., Чанцев В.П. .Подземное растворение соляных залежей. -С. Петербург: Гидрометеоиздат, 1994.—222 с.

25. Катц Д.Л., Корнелл Д., Кобаяши Р. и др Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. -М: Недра, 1965. -676 с.

26. Кафаров В.В. Основы массопередачи (системы газ-жидкость, пар-жидкость, жидкость-жидкость). 2-е изд. испр. -М.: Высшая школа, 1972.—494 с

27. Качурова Г.В. Влагонасыщение газа в подземной выработке, сооруженной в каменной соли //Объединенный научный журнал.-2004. -№24. -С. 68-71.

28. Качурова Г.В. Расчет параметров эксплуатации скважины газового хранилища, сооруженного в каменной соли //Объединенный научный журнал. 2004. — №24. -С. 71-73.

29. Качурова Г.В. Щербак С. Б. Моделирование влагонасыщения газа в соляной выработке — емкости //Наука и техника в газовой промышленности. — 2004. -№3-4. -С. 10-12.

30. Качурова Г.В., Щербак С.Б. Влагонасыщение газа в подземном резервуаре //Горный информационно аналитический бюллетень. Неделя горняка. -2005. -№2. -С. 253-256

31. Кикоин А.К., Кикоин И.К. Молекулярная физика. -М.: Наука, 1976.-480 с.

32. Киселев П.Г. Гидравлика. Основы механики жидкости. -М.: Энергия, 1980.-360 с.

33. Контроль состава и качества природного газа. JT.: Недра, 1983. -192 с.

34. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике. -М.: Наука, 1973.-832 с.

35. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. -М.: Недра, 1975.—415 с.

36. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1981. -294 с.

37. Коротаев Ю.П., Кривошеин Б.Л., Новаковский В.Н. Термодинамика газопромысловых систем.-М.: Недра, 1991.-276 с.

38. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. -М.: Недра, 1984.—486 с.

39. Коснов Е.К., Лапицкий А.А. и др. Гель-технология для отверждения рассола в подземных емкостях. // Газовая промышленность. 2001. - № 8. - С.62

40. Кочин Н.Е., Кибель И.А., Розе Н.Ф. Теоретическая гидромеханика. Т.1,2. -М.: Гостехиздат, 1963.

41. Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление. Справочное пособие. -М.: Энергоатомиздат, 1990.-368 с.

42. Ландау Л. Д., Лифшиц Е. М. Гидродинамика. -М.: Физматлит, 2001.-732 с.

43. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. -М.: Недра, 1973.-207 с.

44. Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа. -М.: Наука, 1978.-736 с.

45. Лоусон Ч., Хенсон Р. Численное решение задач методом наименьших квадратов. —М.: Наука, 1986.-231 с.

46. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. -М.: Недра, 1979. -319 с.

47. Лыков А. В. Тепло-и массообмен в процессах сушки. М.,Л.: Госэнергоиздат, 1956464 с.

48. Мазуров В. А. Подземные газонефтехранилища в отложениях каменной соли. —М.: Недра, 1982.-213 с.

49. Макаров С. Сооружение и эксплуатация подземных хранилищ газа в ФРГ / Экспресс-информ. Газ. пром. Сер.: Газовая промышленность зарубежных стран/ ВНИИОЭНГ-М.,1980 Вып. 12.-С. 7-11.

50. Марчук Г. И. Методы вычислительной математики. -М.: Наука, 1977. -456 с.

51. Михайлов Н.П. Номограмма для определения влагосодержания природного газа. -М.: ГОСИНИТИ, «Газовое дело», 1962 №7.- С. 29 - 32.

52. Нигматулин Р.И. Механика многофазных сред. Ч. I. -М: Наука, 1987.-404 е.

53. Нигматулин Р.И. Механика многофазных сред. Ч. II. -М: Наука, 1987. -360 с.

54. Писманик М.И., Сасс-Тисовский Б.А., Якименко JI.M. Справочник. Производство хлора и каустической соды. —М.: Химия, 1966. -312 с.

55. Повышение степени выдачи рассола из газовых каверн в ходе или после первичного заполнения газом. УГС ГмбХ Миттенвальде, 2000

56. Подземное газохранилище Хорнси в Великобритании // Экспресс-информация. Газ. пром. Сер.: Газовая промышленность зарубежных стран. Пер. Н. Сервианова./ ВНИИОЭНГ.-М.: 1981. Вып.8.-С. 12-16.

57. Попов В.И., Хорошилов В.А. Осушка газа. М.: Недра, 1972. -112 с.

58. Ремизов В.В., В.И. Парфенов, В.И. Смирнов и др. Перспективы развития пиковых ПХГ в каменной соли.// Газовая промышленность. -1999. №9. -С. 4.

59. Ривкин C.JL, Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. -М.: Энергия. 1975. -80 с.

60. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. -Л.:Химия, 1982.-592 с.

61. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. -JL: Химия, 1971. -702 с.

62. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М.: Наука. 1995. -523 с.

63. Руководство разработчика С++ Builder 5. Т. 1/ Д. Холингверт, Д. Баттерфилд, Б. Сворт, Д. Оллсоп. -М., СП., Киев: Вильяме, 2001. 880с.

64. Руководство разработчика С++ Builder 5. Т. 2 / Д. Холингверт, Д. Баттерфилд, Б. Сворт, Д. Оллсоп. -М., СП., Киев: Вильяме, 2001. 832 с.

65. Самарский А.А. Теория разностных схем. -М.: Наука, 1977. -656 с.

66. Самарский А.А., Гулин А.В. Численные методы. -М.: Наука, 1989. -432 с.

67. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов / А.И. Гужов, В.Г. Титов, В.Ф. Медведев, В.А. Васильев. —М.: Недра, 1978. -405 с.

68. Седов Л.И. Механика сплошной среды. T.l. -М.: Наука, 1976. —576 с.

69. Смирнов А.С., А.И. Ширковский. Добыча и транспорт газа. -М.: Государственное научно-техническое изд-во нефтяной горно-топливной литературы, 1957. -557 с.

70. Смирнов В. И. Строительство подземных газонефтехранилищ. -М.: Газоил пресс, 2000. -250 с.

71. Смирнов В. И. Подземгазпром: приоритеты, проблемы, перспективы.//Газовая промышленность. -1999. -№ . С. 1 -4.

72. Справочник химика. Т III, -М: Госхимиздат, 1952. -1192 с.

73. Стромберг А.Г., Семченко Д.П. Физическая химия. -М.: Высшая школа, 1988. -495 с.

74. Термодинамические и теплофизические свойства продуктов сгорания /Алемасов В.Е., Дрегалин А.Ф., Тишин А.П., Худяков В.А.: Справочник в 5-ти томах. -М.: ВИНИТИ АН СССР,1971.

75. Фурман А.А., Бельды М.П., Соколов И.Д. Поваренная соль. Производство и применение в химической промышленности, -М.: Химия, 1989. -271с.

76. Химическое равновесие в неидеальных системах / Байбуз В.Ф., Зицерман В.Ю., Голубушкин Л. М., Чернов Ю.Г. -М.: Изд-во ИВТ АН СССР, 1986. -227с.

77. Чугаев Р. Р. Гидравлика. — JL: «Энергоиздат», 1982. -672 с.

78. Horvath A. L. Handbook of Aqueous Elecrolyte Solutions. Physical Properties, Estimation and Correlation Methods. England: Ellis Horwood Limited, 1985. -631 p.

79. Klein-Hebling W., Amdt S., Heitsch M., Hutermann B. RALOC MOD 4.0 cyclAE. User manual. Gesellschaft fur Anlagen- und Reaktorsicherheit (GRS) mbH. -Germany, 1995.

80. Kockritz V., Walden S. Studies into Thermodynamics and Moisture Development in Gas Storage Caverns. SMRI -Fall Meeting. Hannover. -Germany, Sep.25-Oct.l,1994.-PP. 423424.

81. Kockritz V., Walden S., Lovland J. Theoretical and Experimental Investigations on the Water Vapour in Gas Caverns. SMRI -Fall Meeting. Cleveland, Ohio. -USA, Oct. 20-23. 1996.-PP. 353-373.

82. Kunstman A., Poborska-Mlunarska K., Urbanczyk K. Zarys otworowego lugownictwa solnego. Wydawnictwa AGH. -Krakow, 2002. -145 p.

83. Svein B. Thaule, Lutz Gentzach. Experience with THermophysical Modelling of Gas Cavern Operations in Etzel. SMRI-Fall Meeting. Hannover-Germany, Sep.25-Oct.l,1994.-PP.623-632.

84. Wichert G.C., Wichert R. New charts provide accurate estimations for water content of sour natural gas//Oil&Gas J. Vol. 101.41. -Oct. 27,2003. -PP.64-66.

85. Значения теплофизических параметровп/п Название Значение Размерность

86. Универсальная газовая постоянная 8,31451 кДж/моль*К

87. Теплоемкость паров воды при постоянном объеме 1,500 кДж/(кг*К)

88. Молекулярный вес паров 18,016

89. Коэффициент теплового расширения рассола 4,59*10"4 1/град

90. Ускорение свободного падения 9,8 м/с'

91. Теплота парообразования 2453,84 кДж/кг

92. Теплота кристаллизации 519 кДж/кг

93. Плотность каменной соли (t=25C)(2100-2200кг/м3) 2160 кг/м3

94. Теплопроводность соли 3,0-5,2 Вт/(м*град)

95. Молекулярный вес газа 16,042

96. Теплоемкость при V=const 1,690 кДж/кг* К

97. Теплопроводность газа 0,026 Вт/м*град

98. Динамическая вязкость газа 0,0103 мПа*с

99. Плотность рассола 1200 кг/м3

100. Концентрация соли в насыщенном рассоле 317 кг/м3

101. Теплоемкость рассола 3,25 кДж/кг* град

102. Теплопроводность рассола 0,57 Дж/м*с*град

103. Динамическая вязкость 2 мПа*с

104. Объемная теплоемкость соли 2,5-3 МДж/(м3*К)

105. Значения критических параметров для основных компонентовприродного газа

106. Значения коэффициентов полиномиального уравнения для определения теплоемкости

107. Программный комплекс «VLAGA»

108. Комплекс состоит из семи программ: «H20inCH4», «MixProp», «RQProp», «WelllG», «WeiIRQ», «VlagalG», «VlagaRQ».

109. Содержание влаги в природном газеxj1. Давление, МПа ПО1. РаечегтрТип задачи (ГА Г В1. Температура, Сзоо"

110. Равновесное влагосодержанне, кг/ЮООмЗ 94,55398

111. Температура, С Влагосодержанне, кгЛОООмЗ Влажность, %1. Температура точки росы, С3051. Р1.2411530 147 570307

112. Рис. 1. Вид экрана монитора при работе программы «H20inCH4».

113. Теллопроводнссть, Вт/(м"К)—1.m=*A+B"T"n1. А о"1. В 10.0014 п 06~1. Параметры газа-Т , К 3001. Плотность, кг/мЗj 89 1 655

114. Р, МПа |10 Энергий, кДж/мЗ2.173442Е

115. Г Заааны Ro, Е Вязкость, Па'с Теплопроводность, ВтДм'К)1. И 03923 Расчет I Jp.04.23

116. Рис. 2. Вид основной формы программы «MixProp» на экране монитораJн-бутан1. Мол. вес Ткр, К |42521. Ркр, МПа 37.50-Теплоемкость Ср, Дж/(мояь"К)

117. Ср=А+6 *z*C'z"2+D V3, z=T/1000 А |Э 487 В 1331 3011. С 1-110.325 D '2.822

118. Рис.3. Форма показа содержания базы данных для отдельногокомпонента

119. Свойства реального газа на основе УС Редлика-Квонга

120. К.рит. температура, К |190 Крит, давление, МПа |4,5

121. Молекурярный вес Плотность, кг/мЗ |б. 53197 Теплоемкость, кал/(моль" К.)

122. Температура, К Давление, МПа Теплопроводность, ВтУ(м*К) Вязкость, Па"с300F1. J 0.03227 11.121190.532331. Расчет3

123. Рис. 4, Вид программы «RQProp» на экране монитора

124. Программа «WelllG» (рис. 5) проводит вычисления для случая идеального газа. Программа «WellRQ» (рис. 6) рассматривает случай течения по скважине реального газа, описываемого уравнением состояния Редлиха-К вон га.

125. Вертикальная скважина (идеальный газ)1. Скважина1. Длина, м

126. Диаметр скважины, м Внутренний диаметр колонны, м Толщина стенки колонны, м Шероховатость, мк Длина муфты, м Т олщина муфты, м Расстояние между муфтами. м Тип эксплуатации (* центр Г* кольцо ^10001. О 2190.1460 0110101.BB1. Условия на концах

127. Давление е резервуаре, бар Температура в резервуаре. К Давление у устья, бар Температура у устья, К Расход, Мкуб. м/счт10320143501 1

128. В рачете заданы С Давления С Расход закачки1. Свойства газа—--——-----1. Показатель адиабаты Ь41. Молекулярный вес |16 042

129. Динамическая вязкость. мПа"с (0-0103 Теплопроводность, вт/м'К J 0.026

130. Температура в массиве соли На высоте устья. К На высоте забоя, К29032ЁГ

131. Диаметр скважины, м Внутренний диаметр колонны, м Тояцина стенки колоты, м Шероховатость, мк Длина муфты, м Толщина муфты, м Расстояние между муфтами, м Тип эксплуатации- -Р центр кольцо Г10000.2130.1480.01101. По

132. Условия на концах— Давление в резервуаре, бар Т емпература в резервуаре, К Давление у устья, бэр Т емпература у устья, К Расход, Мкуб. м/сут10320123501.1

133. В рачете заданы с Давления (• Расход закачкис Расход отбора1. Свойства газа.

134. Температура в массиве соли На высоте устья. К На высоте забоя, К2903201. Расчетные параметры1. Расчет I1. С Расход отбора0.424198т350

135. Рис. 5. Вид программы «WelllG» на экране монитора1. Ш" *l

136. Вертикальная скважина (реальный газ)

137. Расход, Мкуб. м/сут |0.3683471. Давление на устье, бар |«

138. Температура на устье, К (350

139. П логность на устье, кг/куб м 7.31847

140. Скорость на устье, м/с |251. Давление у забоя, бар 10

141. Температура у забоя, К J291.20S

142. Плотность у забоя, кг/куб м (7 40512

143. Скорость у забоя, м/с (24.7075

144. Теплопроводность, Вт/(м"К|1.rrM+B"Tn1. А О В 10 00017' П |06ок|

145. Рис. 7. Форма задания состава и коэффициентов переноса смесипрограммы «WellRQ»

146. Общая блок-схема работы с программами представлена на рис. 8.

147. Рис.8. Блок схема работы с программой «VlagaRQ»

148. Описание работы основного расчетного модуля. Основные действия по расчету варианта задачи осуществляет модуль SOLVER. Он выполняет следующие действия.

149. Определяется высота газовой подушки, коэффициента теплообмена боковой поверхности газовой подушки с окружающим соляным массивом и потока тепла из газа в соляной массив.

150. Находится температура поверхности соляного массива.

151. Выбирается шаг расчета уравнений из условий устойчивости: •баланса массы воды в рассоле; •баланса тепла в рассоле; •баланса массы хранимого газа; •баланса массы паров воды в газе; •баланса энергии хранимого газа; •теплопроводности соляного массива.

152. Определение переменных на верхнем временном слое: •массы воды в рассоле; •температуры рассола; •массы хранимого газа; •массы паров воды в газе; •энергии хранимого газа; •температуры в массиве соли.

153. Основные формы программы «VlagaRQ». Программа «VlagaRQ» при своей работе использует четыре формы:• главная форма;• форма исходных данных;• форма для выбора параметров закачки газа;• форма для выбора параметров отбора газа.

154. Моделирование процесса влагонасыщения (реальныйras^ij

155. Файл Переменные Работа Информация Pg, МПаjnjxj

156. Рис. 9. Вид главной формы программы «VlagaRQ» на экране монитора

157. Скважина> (9 параметров), <Резервуар> (1 + 2хЛГ параметров, N — число узлов табличной зависимости V(z)), <Соляной массив> (6 параметров), (<Газ> (4 параметра) — программа «VlagalG»), <Рассол> (3 параметра), <Нач. данные> (4 параметра).

158. Основные объекты программы «VlagaRQ». Только основная форма программы FormMain имеет невизуальные объекты в своем составе. Остальные формы содержат только простейшие объекты ввода и представления данных, поясняющие надписи.

159. Основные объекты формы FormMain :• Меню MainMenu;• Строка состояния StatusBar;• Диалог сохранения файлов SaveDialog;• Диалог открытия файлов OpenDialog;• Окно для представления графиков.

160. Структура меню nporpaMMbi«VlagaRQ»

161. Пункт меню <Файл> содержит подпункты меню для работы с данными:• <Открыть> открытие ранее сохраненных данных;• <Сохранить> сохранение в файле на диске данных;• <Редактировать> редактирование текущих данных;• <Выход> завершение работы программы.

162. Пункт меню <Работа> содержит подпункт меню для работы программы:• <Расчет> запуск программы на расчет варианта;

163. Пункт меню <Информация> содержит информационные подпункты меню:• <0 программе> общая информация о программе;• <Об авторах> информация о разработчиках программы

164. Папка. 1 о л«£р89 zl is er еи-ш мм | Рмпер | Тчл I Иэнене*

165. Er89CentBr933.es* 1 КБ Файл 'CW 01,08.20

166. Няаавнне зЦ &89Cent8r2(MS. cgv 1 КБ "CGV отов.годдачменты ^era9Center?(M5Q itgv 2 КБ oa^nvav 01.03.20в9Сеп№гг«50ог.соу 2 Кб Файл "CGV 01.00.20j} Er B9CeT*Br204SQ2 .cgv 2 КБ Файл "CGV" 01.03.20

167. Райский стол Ет89Ся*Вг2<ИИ)гВ0, C0v 2 КБ Файл "CGV" 02.09.20

168. Ere9CmtBr2CMSg3.cgv 2 КБ Файл "CGV" 01.08.20

169. Cj Er89CentBi 2045Q5, tgv 2 КБ Файл"СОГ 01.0В.20

170. Er89CentBt 2045Q5P35.C(Jy 2 КБ ФЛ»1Л "CGV 02.08.20

171. Мои Э) Ere9Cent8r2W5QSP45,cgv 2 КБ Ф»1л "С W 0Э.08.20щ £re9Cn*Br2045QSt30.cs>v г кб Файл "CGV 02.08.201. Мой ЮНГДОГер 1 ±11. Сетевое

172. И МП файла 'ддэеддмвяа SO ^ 1 Открыть 1о* рвение Тип файлов: jcgvffes d □тмена-%

173. Рис. 10. Вид окна открытия данных1. Сохранить KdK1. Папка 15 ДанЕрЗЭlL1. Имя файла Тип файла:1.cgv fileszl «- © с? И3

Информация о работе