Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
5.3лекция
3 Циклическая эксплуатация ПХГ
Перед началом циклической эксплуатации хранилища газа должно
быть завершено обустройство всех основных сооружений, обеспечивающих
работу при проектных режимах закачки и отбора, установлена
герметичность хранилища и всех видов скважин, обеспечен полный
контроль за формированием газового пространства.
Этап циклической эксплуатации ПХГ начинается с выхода
хранилища на утвержденные проектные показатели и продолжается до
консервации (ликвидации) хранилища.
Эксплуатацию наземного оборудования ПХГ осуществляют в
соответствии с действующими нормативными документами.
Эксплуатацию объекта хранения газа осуществляют в
соответствии с технологическим проектом ПХГ, режимом
эксплуатации ПХГ, обеспечением объектного мониторинга недр, при
наличии ИБД, геологической и технологической модели ПХГ.
Расчет режима эксплуатации ПХГ проводится в соответствии с
технологической моделью хранилища на планируемый сезон закачки
(отбора) газа, который согласовывается и утверждает в установленном
порядке.
Режим эксплуатации ПХГ содержит:
- анализ подготовки хранилища к предстоящему сезону закачки
(отбора) газа;
- динамику изменения основных технологических показателей на
планируемый период закачки (отбора) газа;
- график зависимости максимальной суточной производительности
хранилища от пластового давления в объекте хранения.
При циклической эксплуатации организация (разработчик)
технологического проекта ПХГ не реже одного раза в 5 лет разрабатывает
обеспечение объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных
хранилищ газа, согласованное с территориальными органами
Газосборная сеть представляет собой комплекс обвязки
трубопроводов, аппаратуры и оборудования, предназначенных для подачи в
магистральный газопровод. Газосборная сеть содержит газоотводные линии-
шлейфы диаметром 114 – 168 мм.
Диаметр шлейфов должен отвечать максимальной пропускной
способности, соответствующей нагрузкам в зимнее время. Должны
учитываться условия отбора и закачки газа. Наиболее рациональной из всех
существующих схем сбора газа (лучевая, кольцевая, групповая) для ПХГ
является лучевая система, т. к. в этом случае газ подается к каждой
скважине, и улучшаются условия контроля за скважиной.
ЛЕКЦИЯ 6
6.1.Установки очистки газа от мех. примесей
Для закачки газа в пласт-коллектор необходимо компримирование
газа, а следовательно, и очистка его от твёрдых взвешенных частиц и
капельной влаги на входе в компрессорный цех. Для очистки газа
предусматривается установка, которая состоит из 8 вертикальных
пылеуловителей (три − диаметром 1000 мм и пять – диаметром 2400 мм),
масляного аккумулятора и отстойников масла, двух фильтров-сепараторов.
При отборе газа задействованы также два горизонтальных
пылеуловителя диаметром 2400 мм, которые предназначены для удаления из
отбираемого газа жидкой влаги. Три контактора работают по принципу
пылеуловителя и выполняют ту же функцию. Пылеуловитель представляет
собой цилиндрический сосуд высокого давления, внутренняя полость
которого разделена на три секции перегородками 5 и 6 (нижнюю −
промывочную А, в которой постоянно поддерживается установленный
уровень масла; среднюю − осадительную Б, где газ освобождается от
взвешенных частиц масла; верхнюю − отбойную В, в которой происходит
окончательная очистка газа от уносимых частиц масла. Нижняя секция
снабжена контактными трубками, имеющими внизу продольные прорези −
щели для создания завихрений потока. В отбойной секции имеется
скруберная насадка 8, состоящая из жалюзийной секции с волнообразными
профилями. Масляный пылеуловитель показан на рис.6.1. Процесс очистки
газа в пылеуловителях происходит следующим образом. Поступающий в
пылеуловитель газ через патрубок 10 ударяется о козырек 9 и соприкасается
с поверхностью масла, после чего с большой скоростью устремляется по
контактным трубкам 4, захватывая с собой частички масла. В осадительной
камере Б скорость потока газа резко снижается, в результате чего
происходит осаждение механических частиц и частиц жидкости (размером
0,25мм и более). Осажденные частицы по дренажным трубам 11 стекают в
нижнюю секцию аппарата А. После осадительной камеры Б газ,
свобожденный от более крупных частиц, поступает в отбойную секцию 8,
где происходит окончательная его очистка. Осевший на отбойной секции 8
шлам стекает по дренажным трубкам 11 в нижнюю камеру А. Очищенный
газ через выходной патрубок 7 поступает на редуцирование.
Загрязненное масло периодически удаляется продувкой через трубу 1
в отстойник масла. Полная очистка пылеуловителя от загрязнений про-
изводится через люк 12. Чистое масло подается для пополнения через трубу
из аккумулятора масла по трубопроводу 2.
Последняя стадия очистки газа от мелкодисперсных частиц масла
осуществляется в керамических фильтрах, основной характеристикой
которых является пористость и проницаемость. Перепад давления свыше
200 мм. рт. ст. является показателем загрязнения трубок. Регенерация
керамических фильтров осуществляется обратной продувкой, промывкой
растворителями.
Компримирование газа происходит в компрессорных цехах.
Важнейшей составной частью ПХГ являются компрессорные агрегаты.
Эффективное использование компрессоров достигается, когда они
применяются для определённой производительности при перекачке газа при
равных начальных и конечных параметрах. При закачке газа в подземные
хранилища работа компресорных агрегатов в систему с переменным
противодавлением приводит к нарушению оптимального режима их
эксплуатации и энергетическим потерям.
Технологическая схема закачки газа состоит в следующем: газ из
магистрального газопровода при давлении порядка 4 − 5 МПа, с
температурой 15 – 20 ОС, предварительно пройдя замерный узел, очищенныйот механических примесей (взвешенных частиц и капельной влаги) ввертикальных масляных пылеуловителях направляется для
компримирования.
Затем газ поступает на установки очистки газа от компрессорного
масла и последовательно проходит три стадии очистки.
Очищенный и охлажденный газ (до температуры 30 − 35 ОС в
оросительном холодильнике, поверхность которого равна 70 м2) по
нескольким газопроводам направляется на ГРП, где газ замеряется и
распределяется по шлейфам скважин.
В основу типовой схемы ПХГ положена низкотемпературная
сепарация на сужающем устройстве с двухступенчатой системой очистки
газа от механических примесей и жидкости в сепарационных установках на
газосборных пунктах и дополнительной очисткой газа в пылеуловителях
компрессорной станции.
6.2 Технологическая схема отбора газа из хранилища
Аналогична технологической схеме закачки газа: газ (при давлении 9 –
7 МПа) из хранилища по НКТ (73 – 89 мм) поступает по шлейфам в
сепаратор первой ступени диаметром 426 мм, откуда, пройдя штуцер и
редуцируясь в нём, поступает в сепаратор второй ступени диаметром
1000 мм.
Через фильтр, установленный в призабойной зоне скважины в верхней
части пласта-коллектора скважины поступает в НКТ. Затем через запорные
устройства фонтанной арматуры по индивидуальному шлейфу от каждой
скважины направляется на газораспределительные пункты, где происходит
очистка газа от жидкости и механических примесей (первая ступень
очистки), низкотемпературная сепарация на регулирующем штуцере,
очистка газа от конденсационной воды (вторая ступень очистки), замер
расхода газа на замерной диафрагме. Далее по общему сборному коллектору
газ направляется на площадку КС.
В сепараторе первой ступени газ очищается от капельной жидкости,
влаги и твердых частиц под устьевым давлением, т. е. давлением, которое газ
имеет на выходе из скважины. Во второй ступени сепарации происходит
более тонкая очистка и осушка газа от влаги, выделяющейся при
дросселировании в штуцере. В результате создаваемого на штуцере перепада
давления происходит отделение жидкости от газа.
Первая задача ПХГ – обеспечение заданных отборов газа из хранилища
в рассматриваемый момент времени в пределах, определённых
технологическим режимом с соблюдением требований охраны окружающей
среды [4].
При эксплуатации ПХГ должен быть организован постоянный замер и
учёт количества газа, используемого для создания хранилища, закачиваемого
и отбираемого газа, расход на технологические операции и
производственные нужды, учёт всех видов потерь газа. Определено
графоаналитически и экспериментально, что к 4 – 6 циклу закачки-отбора
ПХГ выходит на нормальную циклическую эксплуатацию, то есть объёмы
отбора и закачки примерно равны, а средняя по пласту газонасыщенность не
превышает 40 – 60 %. Практика создания ПХГ в водоносных пластах
показывает, что выход на циклический режим эксплуатации осуществляется
через 7 – 8 циклов.
Эксплуатация скважин допускается только по лифтовым (насосно-
компрес-сорным) трубам (НКТ).
Определяющими факторами при установлении режимов работы
газовых скважин являются:
• фактические данные, полученные на разведочной и
эксплуатационной стадиях;
• физико-химический состав пород пласта-коллектора__________;
• возможности взаимодействия между породой, пластовой жидкостью
и вводимыми в скважину различными жидкостями и веществами;
• термобарические условия работы скважин;
• вынос пластовой воды;
• возможность и интенсивность гидратообразования.
Максимально допустимый дебит скважин устанавливается с учётом
следующих факторов:
• устойчивости пород пласта-коллектора и выноса песка, гравия или
других частиц, вынос которых может приводить к абразивному износу
подземного и наземного оборудования, образованию внутрискважинных
пробок;
• состояния призабойной зоны скважины;
• условий образования конусов обводнения, подтягивания пластовых
вод по высокопроницаемым пропласткам и через литологические окна;
• возможностей и технического состояния газосборной системы:
газорас-пределительного пункта (ГРП) и соединительных газопроводов;
• возможностей скважинного оборудования и системы регулирования.
Оптимальный режим с учётом различных факторов при закачке и
отборе газа должен ориентироваться на:
• постоянный градиент давления или постоянной депрессии;
• постоянный дебит или скорость фильтрации газа в призабойной зоне;
• постоянное давление на устье скважины.
Режим работы скважины регулируется специальными устройствами
(обычно штуцерами) на газораспределительном пункте или на устье
скважины.
6.3 Основные проблемы рациональной эксплуатации ПХГ
В газогидродинамическом отношении задачи, возникающие при
создании и эксплуатации ПХГ, близки к вопросам разработки нефтяных и
газовых месторождений, так как связаны с определением поля давлений,
насыщенности, перемещения границы раздела газ − нефть − вода, вода −
газ, также с установлением конечной нефте- и газоотдачи.
Циклический характер эксплуатации подземных хранилищ газа −
специфическое отличие от эксплуатации газовых и нефтяных
месторождений. При циклическом характере эксплуатации, когда
происходит периодическая смена направления движения границы раздела
газ − вода в неоднородной пористой среде, на первый план выдвигаются
капиллярно-поверхностные явления, оказывающие влияние на
пространственно-временное распределение давления и насыщенности.
При проектировании газовых хранилищ в водоносных пластах одним
из наиболее существенных вопросов является определение числа и
расположения эксплуатационных (газовых и наблюдательных) скважин. В
процессе создания и опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) хранилищ
газа скважины систематически исследуются с целью уточнения
коллекторских свойств пласта и определения продуктивных характеристик
газовых скважин. Все это позволяет уточнять потребное число скважин
и их рабочие дебиты. Режимные испытания скважин проводят в конце
цикла закачки или же в нейтральный период. Установленные таким
образом режимы позволяют определять добывные возможности ПХГ в
предстоящем сезоне отбора. Следует отметить, что цикличность
эксплуатации и связанные с ней большие скорости движения
газоводяного контакта приводят к существенным измененням
продуктивных характеристик пласта.
Смена направления движения газа и вытесняемой воды, высокая
водонасыщенность в конце отбора и в начале закачки, несцемен-
тированность пласта-коллектора, значительные перепады давления
способствуют разрушению призабойной зоны пласта-коллектора.
Одним из важных вопросов при циклической эксплуатации является
установление возможных перетоков газа за пределы гeoлогической
ловушки, что оказывает определяющее влияние на расширение
хранилища и могут служить причиной существенного ухудшения
проектных показателей. Практика эксплуатации Гатчинского,
Полторацкого и других подземных хранилищ газа показывает, что такое
снижение может быть весьма значительным. В этой связи в процессе
создания подземного хранилища газа необходимо проведение регулярных
дорогостоящих исследований по установлению возможных перетоков,
определению герметичности кровли и подошвы. Эти исследования
включают систематические пьезометрические, термометрические,
газометрические, геохимические и геофизические измерения в бурящихся,
наблюдательных и эксплуатационных скважинах.
Развитие системы газоснабжения страны предусматривает рост темпа
(сезонного и суточного) и степени отбора газа из ПХГ. Перевод все
большего числа предприятий в последние годы на газоснабжение
обусловливает использование подземных газохранилищ на режиме пикового
газопотребления, связанного с кратковременными похолоданиями. По
данным ВНИИГаза, снижение температуры от − 15 до − 20 °С вызывает по
районам центра рост газопотребления до 4 млн м3/сут. Эксплуатация
подземных хранилищ газа на пиковом режиме газопотребления приводит к
активному перемещению контурных и подошвенных вод, прорыву языков
обводнения к группе газовых скважин, их обводнению. При этом сильно
снижается коэффициент использования активного объема газа, что
сказывается на технико-экономических показателях эксплуатации
хранилища. Следовательно, эти объективные причины приводят к
нарушению технологического режима отбора, гидродинамически
рассчитанного с целью обеспечения равномерного стягивания контура ГВК
и получения наибольшего значения активного объема ПХГ.
ЛЕКЦИЯ 7
7.1 Основные задачи, решаемые при исследовании газовых скважин:
• определение или уточнение продуктивных характеристик скважин
при различных газогидродинамических условиях закачки и отбора газа;
• оценка степени устойчивости пород в призабойной части пласта и
максимальной величины депрессии, при которой не происходит разрушение
скелета породы;
• определение максимального дебита, при котором не происходит
выноса пластовой воды;
• оценка работоспособности призабойного оборудования;
• исследование межскважинного пространства при одновременной
работе группы эксплуатационных скважин.
Новые методы газодинамических исследований, основанные на
обработке данных непрерывного съёма информации с работающей в
обычном режиме скважины, позволяют получить качественную информацию
о её продуктивности при снижении выпуска газа в атмосферу.
По данным ГИС определяют фильтрационно-емкостные свойства
(ФЕС) пласта: эффективную толщину, пористость и проницаемость.
Величина проницаемости, оцененная по ГИС, уточняется по результатам
обработки кривой восстановления давления (КВД) при исследовании
скважины на нестационарном режиме фильтрации. По величине ФЕС пласта
и физическим свойствам газа (вязкость, плотность, сжимаемость)
определяют потенциальные коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
По результатам исследований скважин на стационарном режиме фильтрации
строят индикаторную линию (ИЛ), по которой находят фактические
коэффициенты фильтрационных сопротивлений. Если они отличаются менее
10 − 15 %, то скважина считается освоенной, и работы по интенсификации
при дебите, обеспечивающем рентабельную эксплуатацию скважины, не
проводятся. Если дебит скважины не обеспечивает её рентабельную
эксплуатацию, то в скважине проводится гидравлический разрыв пласта
(ГРП) для образования разветвлённой системы дренирования. Другие виды
работ по интенсификации в таких скважинах не могут привести к
существенному повышению дебита.
Зона загрязнения качественно характеризуется величиной
коэффициента скин-эффекта и количественно − величинами её
проницаемости и радиуса. Эти величины оценивают по результатам ГИС и
ГДИ. По результатам обработки ИЛ и КВД вычисляют коэффицент скин-
эффекта.
Для определения проницаемости и радиуса призабойной зоны решают
систему уравнений, связывающих указанные параметры с коэффициентом
скин-эффекта. На основании полученных результатов проводят выбор
технологических решений, направленных как на повышение дебита
скважины, так и на увеличение полноты освоения (следовательно, и
газоотдачи) продуктивной толщи.
Совершенствование технологии вызова притока и освоения скважин
должно предусматривать мероприятия, обеспечивающие высокую степень
очистки ПЗП от твёрдой и жидкой фаз рабочих жидкостей, применявшихся
на предыдущих стадиях строительства скважины, и наиболее рациональный
режим работы пласта в период эксплуатации скважины. Необходима
разработка рабочих жидкостей, наиболее полно восстанавливающих
проницаемость ПЗП при её обработке на стадии освоения скважины. Для
очистки призабойной зоны пласта используют различные методы, в том
числе механические (гидроимпульсные, метод переменных давлений,
гидроразрыв), химические (солянокислотная обработка, закачка в пласт
растворителей, растворов поверхностно-активных веществ),
термовоздействие, комбинированные.
7.2 Эксплуатационные скважины
Основным показателем, определяющим эксплуатацию газовых
скважин на ПХГ, является суточная производительность, которую
замеряют и контролируют на газосборном пункте (ГСП).
Технологический режим эксплуатационных скважин в период отбора
(закачки) определяют на основе результатов гидрогазодинамических
исследований.
По эксплуатационным скважинам газохранилища должен
устанавливаться технологический режим, обеспечивающий безопасную
работу скважин и заданный суточный отбор (закачку) газа из хранилища.
Технологический режим эксплуатации газовых скважин в процессе
эксплуатации ПХГ может корректироваться на основе результатов
газодинамических исследований.
Исследование эксплуатационных газовых скважин производят без
выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и
соответствующего давления в пласте-коллекторе, забое, устье скважины,
ГСП, на входе и выходе компрессорной станции (КС) (при закачке и
компрессорном отборе газа), газопроводе_подключения и диаметра штуцера.
Исследования скважин проводят на 5 режимах при различных пластовых
давлениях (максимальном, гидростатическом и минимальном).
Результатом проведенных исследований является разработка
технологической модели эксплуатации скважин и наземного
обустройства, которая является составной частью технологической модели
эксплуатации хранилища.
Исследование скважин в атмосферу допускается при их освоении.
При необходимости выполняют дополнительные исследования с
целью выяснения причин, влияющих на изменение продуктивной
характеристики пласта-коллектора (вынос жидкости, песка, образование
гидратных пробок и т. д.).
Предотвращение гидратообразования в пласте-коллекторе и
стволах эксплуатационных скважин осуществляют путем:
− выбора соответствующего технологического режима;
− непрерывной или периодической подачи на забой (устье)
действующей скважины ингибитора гидратообразования;
− покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и
лифтовых труб веществами, препятствующими отложению гидратов
(эпоксидными смолами, полимерными пленками и т. д.).
Ликвидацию гидратных отложений в стволах скважин производят:
− продувкой с необходимой предварительной выдержкой скважины
в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов теплом
окружающих пород;
− циркуляцией ингибитора по трубкам, спускаемым в скважину через
сальниковое уплотнение на устье.
Если установлено наличие в газе опасных концентраций
сероводорода или углекислоты, то необходимо провести предварительные
исследования по выяснению фактической коррозионной агрессивности
газожидкостного потока.
При установлении опасности развития коррозии необходимо
проведение специальных исследований для разработки и выбора
рациональных методов защиты от коррозии. Способ защиты от коррозии
должен быть обоснован в технологическом проекте ПХГ и реализован в
период подготовки ПХГ к эксплуатации.
В качестве мероприятий для защиты от внутренней коррозии
подземного и наземного оборудования скважин применяют:
− ингибиторы коррозии;
− оборудование из специальных сталей с учетом установленного вида
коррозии;
− термическая обработка оборудования по специально разработанным
режимам;
− очистка газа от коррозионно-агрессивных компонентов;
− защитные металлические и неметаллические покрытия.
Эксплуатацию газовых скважин на ПХГ проводят по НКТ.
Необходимость изоляции затрубного пространства определяют в
технологическом проекте ПХГ.
За техническим состоянием и эксплуатацией скважин на ПХГ
осуществляют постоянный контроль, который включает:
− наружный осмотр колонной головки, задвижек и обвязки устья;
− наблюдение за изменением давления и температуры;
− замер межколонного давления;
− замер выносимой потоком газа жидкости;
− контроль за выносом песка и других примесей;
− периодический отбор и анализ проб газа и выносимой пластовой
жидкости;
− контроль производительности скважины;
− контроль потерь давления на забое, стволе и шлейфе скважины;
− геофизические и др. виды специальных исследований.
Авторский надзор за эксплуатацией ПХГ обеспечивают системой
контроля и наблюдений, которая включает в себя гидрогазодинамические,
термодинамические, физико-химические, геохимические, промыслово-
геофизические, компьютерные и другие виды исследований, в том
числе и выполняемые специализированными организациями, которые
8.1 Потери газа при эксплуатации ПХГ
Основной причиной, приводящей к низкой газоотдаче пласта в
периоды отборов газа, является неоднородность пласта-коллектора.
Механизм низкой газоотдачи предопределяется слабой осушкой пласта-
коллектора и прорывом краевых и подошвенных вод по наиболее
высокопроницаемым участкам пласта.
Несовершенство технологий разработки приводит к потерям 15 – 20 %
газа, 30 – 50 % газового конденсата и 50 – 70 % нефти, которые за годы
эксплуатации месторождений уже составили триллионы кубических метров
и сотни миллионов тонн. Причины этих потерь заключаются в
неконтролируемых внедрениях подземных вод в залежь и истощении её
пластовой энергии. Основные массы газа оказываются в обводнённых и
энергетически ослабленных зонах. Основной проблемой при создании и
эксплуатации ПХГ в малоамплитудной ловушке водоносного пласта,
является растекание газа по кровле и, вследствие этого, низкое значение
используемого порового объёма структуры, невысокое соотношение
активного объёма к буферному объёму хранимого газа.
Причины возникновения межколонных газопроявлений:
• недостаточная герметичность резьбовых соединений обсадных труб
эксплуатационной колонны, источник газопроявлений находится внутри
эксплуатационной колонны, заполненной газом;
• некачественное цементирование эксплуатационной колонны
источник газопроявлений находится непосредственно в пласте-коллекторе;
• негерметичность соединений (обвязки) устьевого оборудования
(колонных головок) с технической и эксплуатационной колоннами, источник
газопроявлений – внутри эксплуатационной колонны, заполненной газом;
• нарушение герметичности эксплуатационной колонны:
а) коррозия, под воздействием агрессивной среды пластовых или
технологических жидкостей, электрохимических процессов в приустьевой
части скважины;
б) абразивный износ, под воздействием выносимой из пласта породы;
в) деформация вследствие сейсмических или техногенных
воздействий.
При тщательном соблюдении существующих «Регламентов»,
«Правил» и высококвалифицированном выполнении всех технологических
процессов при бурении и эксплуатации скважин имеется возможность
резкого уменьшения количества скважин с межколонными давлениями
(газопроявлениями).
На подземных хранилищах газа (ПХГ) в водоносных пластах, сроки
создания и эксплуатации которых, не идут ни в какое сравнение с
геологическими сроками формирования газовых месторождений,
происходит динамичное насыщение переходной зоны пласта-коллектора по
вертикали и фронтально. Абсолютные значения скоростей роста пластового
давления в сводовой части ПХГ при закачке газа (особенно в начальный
период) примерно в 1,5 – 2 раза превышают аналогичные значения скоростей
снижения пластового давления при отборе газа. Отмечено, также, что
скорости изменения пластового давления в наблюдательных
(пьезометрических) скважинах при закачке выше, чем при отборе газа из
ПХГ. Такая технология способствует росту внутрипластовых потерь газа.
При выборе нерациональных режимов работы скважин и эксплуатации всего
хранилища внутрипластовые потери могут достигать 5 – 7 % от активного
объёма газа в ПХГ.
Для предотвращения или снижения внутрипластовых потерь
необходимо:
особое внимание уделять темпам роста пластового давления (при
этом абсолютные значения скорости роста пластового давления при закачке
газа в ПХГ должны быть равны или меньше абсолютных значений скорости
снижения пластового давления при отборе газа);
принимать меры технологического характера для снижения объёма
переходной зоны (с газонасыщенностью менее 25 %);
применять рациональные, энергосберегающие режимы закачки и
отбора газа для скважин ПХГ.
Внутрипластовые потери приводят к увеличению буферного объема
хранилища. Однако эта часть газа может быть рентабельно извлечена из
ПХГ при использовании «нестандартной» технологии эксплуатации.
Учет затрат газа на собственные технологические нужды
Учет затрат газа на технологические топливные нужды проводят
ежесуточно и определяют по показаниям измерительных приборов.
Учет и оценка затрат газа на прочие технологические нужды проводится
путем измерения приборами либо расчетным путем.
Оценку пластовых потерь газа проводит организация, осуществляющая
авторское сопровождение эксплуатации ПХГ, после чего они рассматриваются,
утверждаются в установленном порядке и учитываются в балансе газа
хранилища.
Потери газа при авариях (разовые) оформляют специальным актом на
основании расчета, проведенного организацией, осуществляющей авторское
сопровождение эксплуатации ПХГ, и утверждают в установленном порядке.
Оценку затрат газа на СТН проводят на основании согласованных с учетом объема извлеченного конденсата или нефти.
Затраты газа на СТН в балансе объекта хранения компенсируют в период
закачки.
Если хранилище эксплуатируется в нескольких объектах, то баланс газа
ведут как в целом по хранилищу, так и по каждому объекту отдельно.
Учет количества извлекаемой пластовойжидкости
Учет и замер количества добываемой пластовой жидкости
осуществляется как в целом по газохранилищу, так и по каждому ГСП и
эксплуатационной скважине отдельно (при наличии соответствующего
оборудования).
Если хранилище эксплуатируют в нескольких горизонтах или
изолированных пластах одного горизонта, то учет количества добываемой
пластовой жидкости ведут как в целом по хранилищу, так и по каждому
объекту отдельно.
При отборе пластовой жидкости проводят ее химический
анализ.
Контроль за товарным качеством газа
Контроль товарного качества газа осуществляет соответствующая служба
ПХГ путем определения физико-химического состава, удельного веса,
калорийности, точки росы и их соответствия нормативным значениям.
Контроль за технологическим режимом эксплуатационных скважин
По каждой скважине проводят контроль технологического режима
эксплуатации путем замера депрессии (репрессии) на пласт-коллектор, дебитагаза и выносимой с газом пластовой жидкости. Допускают осуществление
контроля технологического режима эксплуатационных скважин на основаниитехнологической модели.
Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и
контрольных горизонтах
Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных
горизонтах осуществляют путем замера устьевых (забойных) давлений,
уровней пластовой воды в скважинах.
Если хранилище эксплуатируется в нескольких горизонтах или
изолированных пластах одного горизонта, то контроль за динамикой давлений
осуществляют по каждому объекту отдельно.
Контроль за распространением газа в объекте хранения
Контроль за распространением газа в объекте хранения проводят с
использованием геофизических, промысловых и аналитических методов.
При водонапорном режиме эксплуатации хранилища определение
положения газоводяного контакта (далее – ГВК), газонасыщенной толщины икоэффициента газонасыщенности проводят геофизическими методами в
период отбора при максимальном значении ГПО (при пластовом давлении,
близком к гидростатическому).
По наблюдательным скважинам,
Контроль за техническим состоянием скважин
Контроль за техническим состоянием скважин осуществляют
промыслово-геофизическими методами, по планам-графикам, разработанным
геологической службой ПХГ, согласованными с организацией,
осуществляющей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ.
Контроль герметичности подземного хранилища газа
Наблюдения за герметичностью объекта хранения и возможным
образованием техногенных залежей проводят промысловыми, геофизическими,
гидрохимическими и аналитическими методами.