Нормативная база герметичности подземных резервуаров в каменной соли

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД

© Д.С. Сластунов, 2001

УДК 622.692.237:363.1

Д.С. Сластунов

НОРМАТИВНАЯ БАЗА ГЕРМЕТИЧНОСТИ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В КАМЕННОЙ СОЛИ

И

звестно, что подземные резервуары в каменной соли используются, главным образом, для хранения жидких и газообразных углеводородов. Как и любое хранилище, наряду с экономической выгодой, подземные резервуары должны удовлетворять определенным требованиям безопасности. Одним из главных факторов безопасной эксплуатации хранилища нефтепродуктов является его герметичность.

Подземные резервуары в каменной соли создаются геотехнологическим способом, а именно - через скважину с поверхности, откуда подается и циркулирует в солевой толще пресная вода. Вода насыщается солью и затем подается на поверхность в наземные рассоло-хранилища или на химпредприятие; таким образом, полость постепенно увеличивается. Расчет объема созданной подземной полости производится при помощи ежедневного солевого баланса, исходя из полученной плотности и расхода производимого рассола. Изменение формы полости контролируется путем изменения положения башмаков водоподающей и рассолозаборной колонн труб.

Регулярно производимые замеры при помощи ультразвука (гидролокатором) позволяют проверить соответствие полученной формы техническим требованиям, составленным с учетом стабильности и герметичности.

Все существующие в мире подземные резервуары расположены в соляных толщах, залегающих как правило, в диапазоне глубин 300-1400 м. Теоретические расчеты показывают, что максимально возможная глубина заложения подземных резервуаров не превышает 3000 м [1].

Подземные хранилища в каменной соли широко используются как в России, так и в других странах мира. Ведущие позиции по строительству подземных хранилищ в солях занимают такие страны, как США, Г ермания, Франция, Канада, Великобритания и др.

В связи с вышесказанным встает весьма важный вопрос относительно надежности и экологической безопасности подземных резервуаров в каменной соли. Данный вопрос особенно актуален в связи с тем, что подземные хранилища включают в себя значительное число одиночных подземных резервуаров, объем каждого из которых может достигать от нескольких десятков до нескольких сотен тысяч кубических метров. Нетрудно предположить, что при нарушении их герметичности, экологической катастрофы не избежать.

Возникает необходимость строго сформулировать определение термина герметичности.

Герметичность - это свойство конструкции (сосуда, емкости, резервуара) препятствовать массообмену между средами, разделенными стенками данной конструкции.

Известно, что полной герметичности обеспечить невозможно, так как совершенно герметичных материалов не существует.

Применительно к подземному резервуарохранению данное определение герметичности необходимо скорректировать с некоторыми поправками. А именно: в подземных резервуарах сооружаемых в пластах каменной соли, геотехнологическим способом, отсутствует, в прямом понимании этого слова, стенка. Стенкой в данном случае является пласт каменной соли, который вследствие своего геологического строения и наличия в приконтурной зоне областей с повышенной трещиноватостью, хоть и является непроницаемым по отношению к хранимому продукту, все-таки позволяет ему проникать в стенку и тем самым заполнять все поровое пространство каменной соли вокруг контура подземного резервуара, вследствие т.н. эффекта окклюзии*. При окклюзии, в отличие от адсорбции, газы распределяются по всему объему поглотителя [2].

В виду всего вышесказанного, общее определение герметичности подземных резервуаров можно сформулировать в следующем виде.

—Герметичность - это свойство подземного резервуара препятствовать массопереносу хранимого вещества за пределы его контура в окружающий массив горных пород (в окружающую среду или недра) с определенным допущением на окклюзию.

Для того чтобы приступить к определению степени герметичности системы (сосуда, емкости, резервуара),

*Окклюзия (от ср. - век. лат. Осс1шю - запирание, скрывание, от лат. Осс1Мо - запираю, закрываю) - поглощение газов различными твердыми веществами.

необходимо определить единицы измерения герметичности согласно системе «СИ» признанной в международном масштабе.

Для подземных резервуаров в каменной соли, предназначенных для хранения жидкого нефтепродукта, основным критерием пригодности является сохранность продукта на всем протяжении его хранения. Как следствие, единицами измерения герметичности в системе «СИ» будут являться - кг/с или м3/с.

Для подземных резервуаров в каменной соли, предназначенных для хранения газообразного продукта, основным критерием пригодности является как сохранность продукта на всем протяжении его хранения, так и обеспечение поддержания в пределах нормы целого ряда технологических параметров таких как, давление, температура и т.д., необходимых для нормального функционирования подземного хранилища газа (ПХГ). Как следствие единицами измерения герметичности в системе «СИ» будут являться - Вт или м3-Па/с (1Вт = 1 м3-Па/с).

Проведенный анализ данных по сертификационным испытаниям на герметичность подземных резервуаров в каменной соли для хранения сырой нефти и газа в США (на территории от Техаса до Луизианы) показал, что Департаментом энергетики США по стратегическим запасам топлива (DOE - SPR) установлены следующие показатели, определение которых является обязательным условием проведения испытания, а именно [3]:

• утечка продукта, из подземного резервуара включая скважину - bbls/yr. (баррель в год);

• утечка продукта из подземного резервуара -bbls/yr. (баррель в год);

• темп падения давления за время испытания -psi/hr. (изменение давления за час);

• Общая «эластичность» (сжимаемость) скважины - bbls/psi (отношение изменения объема к изменению давления).

По результатам обработанных данных, полученных в процессе проведения испытания, выносится окончательное решение о герметичности подземного резервуара и дальнейшей его пригодности к эксплуатации.

Испытательная среда, при испытании сосудов, емкостей и резервуаров методом повышения давления до испытательного, должна отвечать предъявляемым к ней требованиям, а именно, являться наполнителем, передающим давление на стенку испытуемого объекта и иметь способность проникать через сквозные дефекты конструкции и тем самым обнаруживать наличие и место течи.

Следовательно, при испытаниях подземных резервуаров в каменной соли испытательной средой может являться нерастворитель (жидкий или газообразный), продукт подлежащий хранению (жидкий или газооб-

разный), чистый насыщенный рассол, пресная или минерализованная вода, воздух или инертный газ.

В первую очередь, при выборе испытательной среды следует ориентироваться на потенциальный продукт хранения, в первом приближении - жидкий или газообразный и, исходя из этого, выбирать конкретную испытательную среду.

Испытательную среду следует выбирать таким образом, что бы место утечки во время испытаний не закрылось или не было замаскировано.

Так как испытание на герметичность относится к неразрушающим испытаниям, то испытательное давление в сосуде (трубопроводе, цистерне, резервуаре) должно подниматься плавно (без гидравлических или пневматических ударов) и не вызывать гидро - или пневморазрыва испытываемой конструкции.

В многочисленных отечественных и зарубежных источниках прослеживается следующая тенденция в использовании величин испытательного давления, превышающих максимально допустимое рабочее, для различных гидравлических и пневматических систем, которая отображена на нижеприведенных гистограммах. Видно, что при гидравлических испытаниях преобладает (27 %) испытательное давление, равное 1,5 максимально допустимого рабочего давления, а при пневматических испытаниях преобладает (32 %) испытательное давление, равное максимально допустимому рабочему давлению (см. гистограммы):

Данный расклад представляется вполне разумным вследствие большей безопасности (во всех отношениях) гидравлического испытания.

В отечественной практике давление при испытании на герметичность подземных резервуаров в каменной соли следует принимать не более геостатического давления горных пород на отметке башмака обсадной колонны.

При испытании обсадной колонны и цементного камня на герметичность испытательное давление на устье скважины Pt, МПа, следует принимать, как правило, 1,1 максимального рабочего давления Pmax, МПа, на устье скважины в процессе сооружения или эксплуатации резервуара (1,1 - коэффициент запаса прочности), но не более геостатического давления горных пород на глубине башмака обсадной колонны

[4].

При испытаниях бесшахтных резервуаров на герметичность величина испытательного давления в резервуаре на отметке башмака основной обсадной колонны определяется соотношением:

Р = К • Р

исп. 1 max

где Кj - коэффициент превышения испытательного давления, равный 1,05; Pmax- максимальное проектное эксплуатационное давление на отметке башмака основной обсадной колонны, Па [5].

По данным практики проведения сертификационных испытаний на герметичность подземных резервуаров в каменной соли на территории США, расположенных на протяженности от Техаса до Луизианы, предназначенных для хранения сырой нефти и газа, испытательное давление лежит в пределах от 600 psi (4,13 МПа) до 1650 psi (11,37 МПа) [6].

При испытаниях сосудов (трубопроводов, цистерн, резервуаров) вводятся определенные ограничения по темпу набора и снижения давления. Это обусловлено тем, что чрезмерно быстрое нагружение сосуда при наборе испытательного давления может привести к гидравлическому удару и, как следствие, к возможному разрыву его корпуса (стенок).

В большинстве сосудов (резервуаров) стенки изготовлены из пластических материалов, которые проявляют свои пластические (реологические) характеристики при долговременном нагружении, при мгновенном же нагружении предел прочности наступает раньше, что может привести к появлению трещин, разломов и разрывов.

Давление в сосуде (резервуаре) представляется целесообразным поднимать плавно по следующим сту-

пеням: 0,25 Р

раб;

0,5Р

раб;

0,6Р

раб;

0,7Р

раб;

0,8Р

раб;

0,9Рраб; Рраб.; Рисп., а снижать соответственно: Рисп.; Рраб; 0,9Рраб; 0,8Рраб; 0,7Рраб; 0,6Рраб; 0,5Рраб; 0,25Рраб

Давление в сосуде от Рраб до Рисп следует также повышать плавно по 0,1 от испытательного давления до тех пор, пока не будет достигнуто требуемое значение.

Следует учитывать, что скорость подъема давления по ступеням, исходя из мирового промышленного опыта, может находиться в следующем диапазоне 0,3 МПа/ч -16,8 МПа/ч.

Темп снижения давления в резервуаре при отборе газа в процессе испытаний и эксплуатации должен быть не более 0,5 МПа/ч (0,0083 МПа/мин) [7], что обусловлено обеспечением надежной устойчивости стенок выработки-емкости, а темп подъема давления, при проведении испытаний на герметичность, представляется целесообразным принять равным, установленному Департаментом энергетики США по стратегическим запасам топлива в подземных резервуарах в каменной соли (DOE - SPR), а именно 25 psi/minute (0,17 МПа/мин) [3].

Темп подъема давления, при испытании технологических скважин подземных резервуаров представляется возможным ограничить максимально возможной величиной, применяемой при испытани-

ях магистральных нефтепроводов (Германия), равной 16,8 МПа/ч (0,28 МПа/мин) [8].

Для того, что бы определить в достоверных пределах степень герметичности сосуда (трубопровода, цистерны, резервуара) необходимо выдержать его под испытательным давлением определенный (оптимальный) период времени достаточный для установления его герметичности.

Проанализировав полученные данные, представляется возможным сделать следующий вывод. Сосуд (трубопровод, цистерна, резервуар) должен выдерживаться под испытательным давлением в течение времени, достаточного для установления его герметичности в достоверных пределах. Ориентировочный диапазон - 5 мин.^24 час.

Подземный резервуар в каменной соли должен выдерживаться под испытательным давлением в течение времени, достаточного для установления его герметичности в достоверных пределах (обычно 24^48 час.), однако, вследствие большой пластичности каменной соли (каменная соль, при выдержке под испытательным давлением, проявляет пластические деформации в течение 1-2 суток [9]), время выдержки представляется целесообразным увеличить, и принять ориентировочный диапазон порядка 24^72 час.

О герметичности системы (сосуда, цистерны, резервуара) судят по наличию или отсутствию утечки хранимого продукта из всех элементов, в нее входящих. Утечка характеризует степень герметичности системы.

Существуют определенные нормы на утечку, основанные на определенных экономических, экологических и технологических факторах.

Утечка - постоянное уменьшение количества хранимого продукта в подземном резервуаре.

Потеря - единоразовое уменьшение хранимого продукта в подземном резервуаре, связанное с различными технологическими факторами.

Потери продукта из подземного резервуара не представляют большой опасности по сравнению с имеющими место утечками на всем протяжении хранения продукта в подземном резервуаре.

Допустимые утечки выбираются исходя из экономической, экологической и технологической целесообразности.

Одним из наиболее опасных веществ, загрязняющих окружающую среду, в силу своих свойств и масштабов использования являются углеводороды -нефть, горючий природный газ, газовый конденсат и продукты их переработки.

Наибольший масштаб загрязнений земли сопутствует добыче нефти и газа. Следом идут загрязнения территорий вследствие частых порывов трубопроводов. На третьем месте старые хранилища нефтяных шламов, нефти и нефтепродуктов, потерявшие свою герметичность за долгие годы эксплуатации [10].

Таким образом, вопрос о нормах на утечку нефтепродуктов из подземных резервуаров является одним из важнейших.

Российскими нормативными документами установлены следующие допустимые утечки продукта из подземного резервуара [4, 5]:

• 20 л/сут - для жидкого продукта;

• 50 кг/сут - для газообразного продукта.

Согласно SMRI (Recommendations For Eternal Well

Mechanical Integrity Testing Of Storage Caverns In Salt Rock), октябрь 1993 г., где Ф. Кротогино был обобщен опыт США, Канады, Франции и Германии, резервуар признается герметичным, если потери (дисбаланс) испытательного флюида не превышает следующие величины [11]:

• 27 л/сут - для жидкого флюида;

• 50 кг/сут - для газообразного флюида.

Согласно требованиям Департамента энергетики

США по стратегическим запасам топлива в подземных хранилищах в каменной соли (DOE - SPR /Department of Energy - Strategic Petroleum Reserves/) [

3, 6] резервуар признается герметичным, если утечка испытательного флюида не превышает следующие величины:

• 100 bbls/yr. (что соответствует 43,5 л/сут) - для жидкого нефтепродукта;

• 1000 bbls/yr. (что соответствует 0,43 м3/сут) -для газообразного продукта.

Вышеприведенные допустимые утечки относятся в большей степени к идеальной модели подземного резервуара как некой емкости или сосуда большого размера без привязки к конкретным гидрогеологическим условиям и месту его расположения. Это объясняется тем, что при наличии в зоне влияния подземного резервуара питьевого водоносного горизонта, нормы по утечкам хранимого углеводородного продукта следует пересматривать исходя из условий безопасности потребителей питьевой воды. Данный факт влечет за собой ужесточение требований по нормированию утечек из подземного резервуара.

Необходимо осуществлять комплексный подход к нормированию утечек при определении герметичности подземных резервуаров в каменной соли с учетом их расположения и возможного негативного влияния на окружающую среду.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Смирнов В.И. Обоснование и разработка способов и технологий строительства подземных сооружений для хранения газонефтепродуктов и захоронения промышленных отходов. -М.: 1995. Дисс. на соискание ученой степени д-ра техн. наук в виде научного доклада.

2. Ишлинский А.Ю. и др. Политехнический словарь. «Советс-кая энциклопедия». -М.: 1989.

3. Kennith L. Goin. SAND 810978. Analysis and Leak Tests of Wells for New Solution Mined Caverns at the Bryan Mound DOE-SPR Storage Site. SPR Geotechnical Division 4543 Sandia National Laboratories Albuquerque, New Mexico 87185.

4. ВСН 51-5-85. Подземные хранилища нефти, нефтепродуктов и

сжиженных газов. «Газпром». Включая Изменение №1.

5. СП 34-106-98. Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки.

6. Kennith L. Goin. SAND 832052. Certification Tests and Gas Production Measurements for Strategic Petroleum Reserve Bryan Mound Cavern 111 and 112 Wells. SPR Geotechnical Division 6257 Sandia National Laboratories Albuquerque, New Mexico 87185.

7. СНиП 34-02-99. Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки.

8. Зайнуллин Р.С., Гумеров А.Г., Морозов Е.М., Галюк В.Х. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов. -М.: Недра. 1990.

9. Ремизов В.В., Поздняков А.Г., Игошин А.И. Тестирование испытаний на герметичность подземных резервуаров в каменной соли по давлению. -М.: 2000.

10. Аренс В.Ж., Саушин А.З., Гридин О.М., Гридин А.О. Очистка окружающей среды от углеводородных загрязнений. «Интербук» -М.: 1999.

11. F. Crotogino. SMRI (Recommendations for Eternal Well Mechanical Integrity Testing of Storage Caverns in Salt Rock), October 1993.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

,________________________________________________________________________Q

Сластунов Д.С. — горный инженер, Московский государственный горный университет.