способ эксплуатации подземных газохранилищ в растворимых породах

Формула изобретения

1. Способ эксплуатации подземных газохранилищ в растворимых породах, включающий очистку, охлаждение и закачку магистрального газа в подземные резервуары газохранилища, эжектирование этого газа, последующие сепарацию и осушку газа в процессе его отбора из подземных резервуаров газохранилища, отличающийся тем, что при закачке магистрального газа в газохранилище сначала осуществляют заполнение этим газом резервуара или группы резервуаров газохранилища, а дальнейшее заполнение резервуаров газохранилища осуществляют при эжектировании магистрального газа активным потоком сжатого газа, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища, отбор газа из соответствующего резервуара или соответствующих резервуаров газохранилища, имеющих низкое давление, производят активным потоком сжатого газа высокого давления, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища, при этом стабильность давления активного газового потока поддерживают ступенчатым регулированием.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке в газохранилище магистрального газа осуществляют его компримирование.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что откачку газа из газоотводящих и магистрального газопроводов при проведении плановых или аварийных ремонтных работ на газохранилище производят путем эжектирования этого газа с использованием в качестве активного газового потока газ высокого давления, отбираемый из заполненных подземных резервуаров газохранилища.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области эксплуатации подземных резервуаров, созданных в каменной соли, и может быть использовано в газовой, нефтяной, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности.

Известны способы эксплуатации подземных резервуаров, предусматривающие циклическую закачку и отбор хранимого газа (патенты РФ №2055006, опублик. 1996 г., №2211179, опублик. 2001 г., МПК В65G 5/00).

Недостатком этих способов являются большие затраты энергии при закачке и отборе газа.

Наиболее близким к предлагаемому является способ эксплуатации подземного хранилища, включающий очистку, охлаждение и закачку магистрального газа в подземные резервуары газохранилища, эжектирование этого газа, последующую сепарацию и осушку газа в процессе его отбора из подземных резервуаров газохранилища (Кириленко В.Н. Повышение эффективности работы компрессоров при закачке газа в подземное хранилище. «Газовая промышленность», №9, М., 1974).

Недостатком указанного способа является значительная затрата энергии, связанная с предварительной обработкой газа, используемого в качестве активного потока в эжекторных установках.

Решаемая задача заключается в повышении эффективности эксплуатации газохранилищ в растворимых породах за счет использования энергии сжатого газа, хранимого в подземных резервуарах, при закачке и отборе хранимого продукта, освобождении отводов или магистрального газопровода от газа при выполнении плановых или аварийных ремонтных работ.

В результате решения указанной задачи достигается значительный экономический эффект.

Решение указанной задачи достигается при использовании способа эксплуатации подземных газохранилищ, включающего очистку, охлаждение и закачку магистрального газа в подземные резервуары газохранилища, эжектирование этого газа, последующие сепарацию и осушку газа в процессе его отбора из подземных резервуаров газохранилища. Согласно предлагаемому способу при закачке магистрального газа в газохранилище сначала осуществляют заполнение этим газом резервуара или группы резервуаров газохранилища, а дальнейшее заполнение резервуаров газохранилища осуществляют при эжектировании магистрального газа активным потоком сжатого газа, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища, отбор газа из соответствующего резервуара или соответствующих резервуаров газохранилища, имеющих низкое давление, производят активным потоком сжатого газа высокого давления, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища, при этом стабильность давления активного газового потока поддерживают ступенчатым регулированием.

Отличием способа является также то, что при закачке в газохранилище магистрального газа может быть осуществлено его компримирование.

Другое отличие способа заключается в том, что откачку газа из газоотводящих и магистрального газопроводов при проведении плановых или аварийных ремонтных работ на газохранилище производят путем эжектирования этого газа с использованием в качестве активного газового потока газ высокого давления, отбираемый из заполненных подземных резервуаров газохранилища.

Подземный резервуар, заполненный газом под высоким давлением, обладает огромной потенциальной энергией, которую впервые предлагается использовать при эксплуатации подземного газохранилища.

Способ эксплуатации подземных газохранилищ (ПХГ) поясняется схемой, представленной на чертеже.

В соответствии с изображенной на чертеже схемой подземные резервуары 1 газохранилища, созданные геотехнологическим способом в залежах каменной соли, сообщены с дневной поверхностью через пробуренные скважины 2.

Для обеспечения устойчивости процесса эжектирования регулирование давления отбираемого газового потока осуществляют посредством регулятора давления 3 «после себя». Для замера расхода газа в системе наземного комплекса ПХГ служат расходомеры 4, 5, 6, 7 и 8. В эжекторных установках 9, 10 происходит преобразование потока газа с разными давлениями в смешанный поток с усредненным давлением. Сепараторы 11, 12 и 13 служат для удаления механических примесей и влаги из газа. В аппарате охлаждения 14 газ после компримирования охлаждают. Посредством дроссельного регулятора давления 15 понижают давление на выходе газа из подземных резервуаров 1. В компрессорной станции 16 осуществляют сжатие магистрального газа для последующей закачки его в подземные резервуары 1. Печь подогрева 17 служит для повышения температуры транспортируемого газа. Осушку газа до установленной кондиции осуществляют в установке для осушки 18. Очистку от пыли и примесей газа, поступающего по магистральному газопроводу 19, производят с помощью фильтра 20. Выполнение технологических операций и регулирование режимов протекания процессов на ПХГ осуществляется посредством запорных устройств 21. Наземный комплекс оборудования ПХГ связан с подземными резервуарами 1 и магистральным газопроводом 19 трубопроводами 22-59.

Способ осуществляется следующим образом.

Газ, поступающий из магистрального газопровода 19, по трубопроводам 22 и 23 направляют в фильтр 20 и далее по линии трубопровода 25 в сепаратор 13, затем по линиям трубопроводов 26, 27 его транспортируют в расходомер 7, после чего по линии трубопровода 28 газ подают в компрессор 16. После сжатия газа в компрессоре 16 его направляют по линиям трубопроводов 30, 33, 35, 37 в аппарат охлаждения 14, в частности аппарат воздушного охлаждения АВО. Из аппарата охлаждения 14 газ по трубопроводам 38, 36 закачивают в подземный резервуар 1 (или в группу подземных резервуаров 1) газохранилища.

После полного заполнения указанного подземного резервуара 1 (или группы подземных резервуаров 1) газом с достижением величины максимального давления закачку газа в последующие подземные резервуары 1 газохранилища осуществляют при эжектировании магистрального газа активным потоком сжатого газа, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища. Отбираемый газ по линиям трубопроводов 39, 40 вначале направляют в регулятор давления 3, затем по линии трубопровода 54 пропускают через расходомер 4 и далее по линиям трубопроводов 55, 32, 31 - в эжекторную установку 10.

Пассивный газ, прошедший систему очистки, или газ, поступающий непосредственно из магистрального газопровода 19, направляют вначале по линиям трубопроводов 22, 24, затем по линии трубопровода 59 в расходомер 6, после прохождения которого газ по трубопроводу 29 направляют в эжекторную установку 10, содержащую несколько эжекторов с различными проточными частями. Количество проточных частей устанавливается отдельно для каждого ПХГ.

Смешанный поток газа из эжекторной установки 10 по трубопроводам 34, 35, 36 закачивают в новую группу подземных резервуаров 1 газохранилища, величины давления газа в которых близки к буферному давлению.

Эжекторные установки 9, 10 монтируют в здании компрессорной станции 16 во избежание образования гидратов, в особенности в холодное время года.

После заполнения газом новой группы подземных резервуаров 1 газохранилища до достижения в них величины расчетного давления путем эжектирования, дальнейшую закачку газа ведут через компрессорную станцию 16 до установления максимального рабочего давления.

Процесс закачки газа с помощью эжекторной установки 10 при использовании сжатого газа в качестве активного газового потока, отбираемого из ранее заполненного подземного резервуара 1, возможно вести одновременно на ряде других подземных резервуарах 1 газохранилища.

Различные сочетания возможных вариантов выполнения заявляемого способа эксплуатации подземного газохранилища позволяют в значительной мере ускорить процесс закачки газа и сократить время эксплуатации компрессорной станции 16.

Отбор газа из подземных резервуаров 1 газохранилища осуществляют по трубопроводам 39, 40 и 41. При этом, по необходимости, понижают давление газа в дроссельном регуляторе давления 15 до величины, не превышающей допустимое давление эксплуатации установленного после него оборудования. Далее газ по линии трубопровода 42 направляют в сепаратор 12 для удаления механических примесей и влаги, а затем по трубопроводам 43, 44, 45, 47, 50 подают в замерное устройство расходомера 8 и далее по линии трубопровода 51 - в магистральный газопровод 19. В случае необходимости увеличения температурного перепада газа до точки росы его по линии трубопровода 46 подают в печь подогрева 17 и, при необходимости более глубокой осушки газа, по линии трубопровода 48 пропускают через установку осушки 18 и затем по трубопроводу 49 направляют, как было изложено выше, в магистральный газопровод 19.

Для сокращения времени закачки природного газа в один из подземных резервуаров 1 также производят эжектирование газа посредством эжекторной установки 10, в которую в качестве активного газового потока по линии трубопровода 31 закачивают газ высокого давления, а газ низкого давления по линиям трубопроводов 58, 59 направляют в эжекторную установку 10 через замерное устройство расходомера 6 на трубопроводе 29. Образующийся смешанный поток газа из эжекторной установки 10 по линиям трубопроводов 34, 35, 36 закачивают в скважину 2 одного из подземных резервуаров 1. В случае необходимости, смешанный газовый поток во избежание температурного растрескивания цементного камня скважины 2 пропускают по линии трубопровода 37 через аппарат охлаждения 14 и далее охлажденный газ по линиям трубопроводов 38, 36 закачивают в подземный резервуар 1.

Закачка газа в подземные резервуары 1 газохранилища путем его эжектирования посредством эжекторной установки 10 может осуществляться также непосредственно из магистрального газопровода 19 по линиям трубопроводов 22, 24, 59, минуя систему очистки газа, состоящую из сепаратора 13 и фильтра 20.

В общем случае при проведении эжектирования активный газовый поток, направляемый от компрессора 16, целесообразно не охлаждать, поскольку при этом коэффициент инжекции возрастает в соответствии с зависимостью U=const Т_р, где U - коэффициент инжекции, Т_р и Т_н - соответственно температура рабочего и эжектируемого потоков.

И, кроме того, неохлажденный рабочий поток газа препятствует образованию гидратов в эжекторной установке 10 при дросселировании его в сопле Лаваля.

Отбор и закачку газа, как правило, осуществляют групповым методом, при этом величины давления газа в группах подземных резервуаров 1 могут значительно различаться.

Иногда для повышения производительности отбора газа из подземного газохранилища целесообразно использовать эжекторные установки 9 без применения компрессорных станций 16. При этом хранимый природный газ, находящийся в подземных резервуарах 1 под высоким давлением, отбирают по линиям трубопроводов 39, 40, пропускают через регулятор давления 3 «после себя» и направляют по линии трубопровода 54 в расходомер 4, из которого по линии трубопровода 56 газ высокого давления в качестве активного потока подают в эжекторную установку 9, в которую одновременно направляют пассивный газовый поток из подземного резервуара, находящегося под более низким давлением, по линии трубопровода 52 через расходомер 5. Образующийся при этом смешанный газовый поток, обладающий достаточным давлением для подачи его в магистральный газопровод 19, пропускают по линии трубопровода 57 через сепаратор 11, затем по линиям трубопроводов 44, 45 и далее по одному из вышеописанных вариантов осуществления способа производят закачку газа из подземного газохранилища в магистральный газопровод 19 потребителю.

Эжектирование газа посредством эжекторной установки 10 производят также, минуя компрессорную станцию 16, в случае необходимости откачки газа из газоотводящих и магистрального 19 газопроводов, например, при капитальном ремонте или аварийном повреждении оборудования. Для этого по линиям трубопроводов 39, 40 газ высокого давления отбирают из подземных резервуаров 1, пропуская его через регулятор давления 3, затем по линии трубопровода 54 через расходомер 4 направляют в трубопроводы 55, 32, 31, по которым газ подают в качестве активного газового потока в эжекторную установку 10. Транспорт пассивного газового потока в эжекторную установку 10, а также образующегося в ней смешанного газового потока в подземные резервуары 1 производят по одному из вышеописанных вариантов осуществления способа в процессе закачки газа в подземное газохранилище.

Пример осуществления способа.

Эксплуатировалось подземное хранилище с активным объемом газа 800 млн.м³ , состоящее из 15 подземных резервуаров 1, созданных в растворимой соленосной породе с единичным геометрическим объемом 280 тыс. м³ и глубиной заложения 1350-1450 м. Оборудование технологических скважин 2 подземных резервуаров 1 включало: центральную колонну труб 114 мм, защитную колонну труб 178 мм и основную обсадную колонну труб 245 мм. Суточная производительность закачки газа - 3,3÷7,5 млн. м³. Производительность отбора газа из одной скважины 2 в зависимости от давления в ней составило 3-8 млн. м³ газа в сутки.

Эксплуатация этого газохранилища путем эжектирования газа производилась при закачке природного газа в подземные резервуары 1 с использованием эжекторной установки 10. Работа компрессорной станции 16 осуществлена с производительностью Q_k=137500 м ³/ч, производительность эжекторной установки 10 по инжектируемому газу составила 412500 м³/ч при минимальном противодавлении за диффузором аппарата (Р_ПР 6,5 МПа) и около 7000 м³/ч при максимальном противодавлении за диффузором аппарата (Р_ПР 11,5 МПа).

При использовании эжекторных установок для закачки газа без применения компрессорной станции максимальное давление газа в подземных резервуарах 1 составило около 11,5 МПа. Производительность закачки при этом изменялась, как отмечалось выше, от 7 до 412,5 тыс. м³/ч.

Отбор газа производился из двух подземных резервуаров 1, внутреннее давление одного из которых составляло максимальную (21 МПа), а другое минимальную (6,0 МПа) величины. Суммарная производительность отбора газа из газохранилища по первому варианту выполнения способа составила 458333 м³/ч. При использовании эжекторной установки 9 для этих же условий работы подземных резервуаров 1 производительность отбора газа была равна 1033332 м ³/ч, то есть увеличение отбора газа возрастало примерно на 575 тыс. м³/ч.

С магистральным газопроводом 19 1200 мм (Р_ПР 5,5 МПа) ПХГ соединено трубопроводами 22-59. Объем природного газа в трубопроводах 22-59 составляет около 500 тыс. м ³.

При использовании эжекторной установки 10 для освобождения трубопроводов 22-59 от газа можно закачать содержащийся в них газ в подземные резервуары 1 с буферным давлением около 6,0 МПа до достижения в трубопроводах величины давления Р ₀=2,5 МПа. Оставшийся в трубопроводах 22-59 газ отбирают при подключении к настоящей схеме компрессорной станции 16.