РОЗДІЛ 2
МОНІТОРИНГ ВЕРТИКАЛЬНИХ РУХІВ ЗЕМНОЇ ПОВЕРХНІ НА ПІДЗЕМНИХ СХОВИЩАХ ГАЗУ
2.1. Принципи технологічного облаштування підземних сховищ
газу
Незалежна Україна стала великою транзитною державною, яка пов’язує потужними
транспортними коридорами Азію та Європу. В сокупності транспортних потоків
значна роль належить газотранспортним артеріям країни, експлуатація яких
приносить значні економічні вигоди. Однак експлуатація газотранспортних систем
поряд з економічними прибутками призводить до погіршення стану довкілля,
порушує сформовані природно-територіальні комплекси, негативно впливає на ряд
природних ресурсів, в тому числі й на земельні.
Однією із складових частин магістральних систем транспорту газу є підземні
сховища газу, які займають значні площі земельних ділянок і служать для
створення всередині системи газопостачання довготривалого резерву газу, який
використовується в критичних ситуаціях і забезпечує безперебійність подачі газу
споживачам, що дозволяє на належному рівні виконувати контрактні умови.
Сучасні підземні сховища газу (ПГС) повинні відповідати таким вимогам [13]:
розміщатись поблизу великих споживачів газу або на трасах магістральних
газопроводів близько до кордону країни;
забезпечувати зберігання достатнього об’єму активного газу;
при тривалості сезону відбирання 120-150 діб забезпечувати постійне відбирання
газу на протязі до – 100 діб;
глибина залягання ПСГ повинна бути 500-1500 м, що забезпечує використання одних
і тих газоперекачувальних агрегатів при закачуванні і відбиранні газу;
пастка, в якій створюється газосховище має бути герметичною.
Зауважимо, що загальний об’єм газу у ПГС поділяють на дві частини: активний,
який безпосередньо використовують для вирішення промислово-виробничих та
комерційних задач і буферний (залишковий).
Буферний газ призначається для підтримки відповідного пластового тиску в
сховищі, що в свою чергу дає змогу забезпечити нормальну експлуатацію
підземного та наземного обладнання, а також підтримати продуктивність ПСГ.
В процесі експлуатації ПСГ розрізняють два його режими роботи. Перший –
максимальний, який відповідає повному, максимальному заповненню сховища при
максимальному пластову тиску.
Другий – мінімальний, який відповідає буферному тиску в сховищі, що забезпечує
належну технологічну експлуатацію сховища.
В залежності від конкретних інженерно-геологічних умов може допускатись
експлуатація ПСГ при максимально допустимих тисках, який може бути рівним або
вищим максимального.
Як правило ПСГ облаштовують у виснажених газових, газоконденсатних та
газонафтових покладах або водоносному пласті.
Принципову схему підземного сховища газу представимо на рис. 2.1.
Рис. 2.1 Принципова схема підземного сховища
1-компресорна станція; 2- установка підготовки газу; 3,4- свердловини; 5-
гірські породи, що складають покрівлю; 6- верхній екран; 7- пласт-колектор,
заповнений газом; 8- обводнена частина пласту; 9 – нижній екран.
Особливої уваги заслуговують питання розміщення свердловин на підземному
сховищі газу. Досвід облаштування газосховищ показує, що експлуатаційна колона
повинна опускатися до глибини 10-20 м нижче підошви продуктивного пласта.
За технологічним призначенням свердловини поділяють на:
експлуатаційні (нагнітально-видобувні), які використовують для закачування та
відбирання газу;
нагнітальні, які служать тільки для закачування газу;
спостережні для визначення тиску газу в межах газового покладу;
для спостереження за тиском газу у законтурній частині покладу служать
п’єзометричні свердловини;
контрольні використовують для визначення загазованості горизонтів в верхньому
екрані та гірських породах, що складають покрівлю;
географічні, які служать для спостережень за зміною газонасиченості вздовж
розрізу свердловин.
При облаштуванні ПСГ у водоносних структурах додатково використовують
поглинальні та розвантажувальні свердловини. Поглинальні свердловини служать
для скидання пластових вод та промислових стоків, які відбирають при
розвантаженні водоносного пласта в процесі створення ПСГ. Розвантажувальні –
розвантажують пласт водоносної структури.
Всі без винятку свердловини мають бути герметичними, тобто повинні виключати
витоки газу через нещільність обсадних колон, облаштування гирла свердловин та
заколонні перетоки газу.
Найбільш поширеним є розташування експлуатаційних свердловин на території ПСГ у
вигляді прямокутної сітки з відстанями між свердловинами 70-100 м. Практична
реалізація такого розміщення свердловин в умовах інтенсивної експлуатації ПСГ
показує, що в цьому випадку виникають потужні репресійні та депресійні воронки
у склепінні структури і застійні зони в приконтурних областях.
Це призводить до суттєвого (10-30%) зниження активного об’єму газу в сховищі і
збільшення його буферної частини.
На основі вищевикладеного слід розглянути питання оптимального розміщення
експлуатаційних свердловин. Під оптимальним розміщенням експлуатаційних
свердловин розуміємо таке їх місцеположення, при якому рухи земної поверхні та
зменшення зони активного об’єму газу є мінімальним. Таким чином вирішення даної
задачі зводиться до вирішення системи рівнянь [13]
, (2.1)
де - робочий дебіт і-ї свердловини, , Qni – відповідно коефіцієнт початкової
газонасиченості і паровий об’єм пласта в зоні дренування і-ї свердловини, -
абсолютні вертикальні рухи земної поверхні на території ПСГ в точці і.
Важливе значення для забезпечення охорони довкілля та соціоекономічної оцінки
території ПСГ та територій, прилягаючих до них має режим експлуатації ПСГ та
режим роботи газових покладів.
На практиці розрізняють два режими роботи газових покладів: газовий та
водонапірний.
При га
- Київ+380960830922