Исследование динамики влагосодержания газа и обоснование технологических режимов эксплуатации подземных газохранилищ в солевых отложениях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чебаненко, Галина Викторовна

• Чебаненко, Галина Викторовна
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат 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 диссертации (часть автореферата) 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

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

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.

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

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».

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

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 диссертации 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;

• 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 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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чебаненко, Галина Викторовна, 2005 год

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