Гидроразрыв пласта. Геологическая характеристика
 Скачать 0.7 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ
Введение 1. Геологическая характеристика 1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика В геологическом строении месторождения принимают участие докембрийский комплекс пород, отложения палеозоя, мезозоя, палеогена и неогена (рисунок 1). По данным сейсмических исследований, структурного, разведочного и эксплуатационного бурения, в строении поднятия участвуют породы осадочного комплекса от мезозойских до плиоцена. Фундамент, на котором несогласно залегаем осадочный чехол, представлен метаморфическими породами докембрийского возраста - микрогнейсы, граниты, гранито-гнейсы, амфиболиты. Выше по разрезу отмечается переходная зона от фундамента к чехлу - это нерасчлененные отложения небольшой мощности (порядка 50 м), сложенные каолинированнымми песчаниками, разрушенными гранитами. Отложения меловой системы начинают толщу осадочного чехла. Она представлена двумя отделами: верхний и нижний. В нижнем отделе выделен альбский горизонт - мощность его составляет от 115 до 220 м, сложен алекролитами и песчаникми с прослоями глин, в верхней части отмечается пласт глин. Верхний отдел системы расчленен на 4 горизонта: Сеноманский - мощность варьируется по разрезу от 86 до 144 м, сложен мергелями и глинами. Туронский - мощность горизонта 15-52 м, представлен светлыми известняками. Горизонт объединяет два яруса - кампанский и верхнесантонский, сложен в нижней части светло-серыми известняками, выше по разрезу отмечаются сильно известковистые глины, их перекрывает толща мергелей и глинистых известняков. В средней части горизонта выделена толща глинистых алевролитов, а в верхней - серые глины, известковистые. Маастрихстский - имеет значительную вариации мощности по площади - от 5 до 128 м, основная часть пород, слагающих этот горизонт, представлена серыми глинами и только в самой верхней части выделены мелкозернистые песчаники. На породах меловой системы согласно залегают породы палеогеновой, в толще которых выделено 4 горизонтов. Палеоцен имеет мощность порядка 61 м, в нижней части толщи отмечается чередование глин с алевролитами, выше разрез сложен глинами. Эоценовый отдел сложен двумя свитами: черкесская, мощностью 325 м, в нижнее части представлена глинами с прослоями алевролитов, вше отмечаются мощные пачки глинистых алевролитов разделенные тонкими прослоями глин, завершают разрез свиты плотные песчаные глины.  Рисунок 1 - Сводная литолого-статиграфическая колонка Тихорецкая свита, мощностью от 23 до 41 м, выполнена чередованием пластов глин и алевролитов. Олигоценовый отдел весь охватывает майкопская свита. Её мощность варьируется в пределах 190-230 м, а разрез выполнен в основном глинами, только в средней части встречаются маломощные прослои алевролитов. В породах неогеновой системы выделен миоценовый отдел, который разбит на 4 горизонта, отложения нижней части отдела по возрасту отнесены к майкопской свите. На ней с перерывом залегают породы Караганского горизонта. Их мощность достигает 45 м, представлены глинами с прослоями кварцевых песчаников. Сарматский горизонт, мощностью до 110 м, сложен глинами, в средней его части выделены прослои песчаников и мергелей. Меотический горизонт в основании выполнен толщей известняка, выше по разрезу залегают пласты глин с прослоями алевролитов. Мощность этих отложений не превышает 70 м. Понтический горизонт сложен глинами с желтоватым оттенком, его мощность изменяется в пределах от 28 до 54 м. Выше по разрезу согласно залегают породы нерасчлененной толщи плиоцена и четвертичной системы. Их мощность достигает 170 м. В основании глины, выше по разрезу чередование песков и алевролитов с тонкими прослоями глин. В средней части литология по латерали не выдержана. Пески замещаются глинами. Кровля отложений - суглинки и супеси четвертичного возраста. Основные объекты эксплуатации Кущевского ПХГ по геологическому возрасту принадлежат нижнемеловым отложениям мезозоя. Рассмотрим их подробнее. Отложения альбского яруса с большим стратиграфическим угловым несогласием ложатся на докембрийский кристаллический фундамент и кору выветривания и лишь на узком участке они подстилаются палеозойскими породами. Исходя из литологического признака, альбские отложения условно можно разделить на две пачки - нижнюю и верхнюю, не являющихся стратиграфическими подразделениями альбского яруса. Нижняя пачка представляет собой чередование отдельных прослоев алевролито-песчанистых разностей и глин. Алевролиты и песчаники от светло-серых до более темных тонов, кварцевые, слюдистые, неизвестковистые, к подошве с обилием глауконита. Глины от светло-серых до темно-серых и черных, алевритистые, слюдистые, местами со значительным количеством обуглившихся растительных остатков, неизвестковистые. Характерно увеличение мощности этой пачки в южном направлении. Так, если общая мощность в скв.№5 равна 130 м, то в скв.№6 она достигает 145 м. В своде залежи по скв.№3 мощность значительно уменьшена и составляет 90 м. В подошве пласты представлены более грубозернистыми материалами. Верхняя пачка песчано-глинистая. Разделом между верхней и нижней пачкой служит глинистый прослой, мощность которого изменяется от нескольких метров в скв.№3, 5 до 12 - 17 м в скв.№6, 8. Глины - от темно-серых до черных, песчано-слюдистые, неизвестковистые. Мощность песчаной пачки в противоположность подстилающей глинистой, уменьшается к югу и юго-востоку. Общая мощность альбских отложений на месторождении колеблется от 106 до 248м. Наблюдается резкое сокращение альбских отложений в юго-западном направлении (в скв.№8 мощность альбского яруса равна всего 56 м), Сокращение мощности альбского яруса происходит за счет выпадения прослоев в нижней части разреза. Наблюдается довольно резкое сокращение мощности в северном направлении с одновременным возрастанием песчанистости. Глинистые прослои, особенно в верхней пачке, уменьшены и сменяются обычно прослоями с повышенной песчанистостью. 1.2 Физико-химические свойства горных пород по разрезу скважины Кущевское ПХГ расположено в Кущевском районе на север Краснодарского края.  Рисунок 1.1 - Физическая карта Краснодарского края с элементами инфраструктуры Площадь края - 75,5 тыс. кв. км. Городское население составляет 53%. Крупные города - Краснодар, Новороссийск, Армавир, Сочи. Рекой Кубань край делиться на две части. Две тритии его территории приходится на северную, равнинную часть, включающую Кубано-приазовскую низменность и окраину Ставропольской возвышенности, одна треть - на южную, занимающую западные предгорья и часть Большого Кавказского хребта (абс. высоты до 3256 м). Природные условия для жизни населения весьма благоприятные. Климат от умеренного континентального на большей части территории до субтропического на черноморском побережье (к югу от Туапсе). Средние температуры января от -4°С на равнине, до 5° на побережье, июля: 22 - 24°. Осадков в год - от 400 мм на равнине до 3240 мм в горах. Во время весеннего снеготаяния на реках обычны паводки. На равнине Западного Предкавказья преобладают особенно плодородные предкавказские карбонатные черноземы, в горах -- горнолесные бурые и дерново-карбонатные почвы, в высокогорье -- горно-луговые. Уникальные по видовому разнообразию леса занимают более 1,8 млн. гектаров. Степи на 80% распаханы. Вегетационный период на равнине - 220-240 дней. Протяжённость главных железнодорожных путей Краснодарского отделения РЖД - 2770 км (около 37 км/1000 кв. км). Важнейшие морские порты - Новороссийск, Туапсе: здесь расположены крупнейшие в стране нефтяные и зерновые терминалы. Река Кубань до устья Лабы судоходна. Экономику Краснодарского края определяют агропромышленный, топливно-энергетический, транспортный, курортно-рекреационный комплексы: развиты также машиностроение, лесное хозяйство, деревообработка и мебельное производство, промышленность строительных материалов. Агропромышленный комплекс - основная отрасль народного хозяйства края. Здесь занята половина трудоспособного населения. Кубань по праву называют житницей России. Край занимает 2,3% сельхозугодий РФ, а производит более 6% валовой сельхозпродукции страны. Общая земельная площадь в крае - 7,5 млн. гектаров, из них 4 млн. га - пашня. Многоотраслевая промышленность края является одним из основных источников пополнения краевого бюджета: в 2000 г, рост поступлений от предприятий в консолидированный бюджет края составил 30%. Особое место принадлежит топливно-энергетическому комплексу 20% объёма промышленности. Кубань является родиной отечественной нефтяной промышленности; добыча нефти ведётся здесь с 1864 г. Машиностроение и металлообработка занимают в общем объёме промышленного производства края 10%. Машиностроительную продукцию выпускают более ста крупных предприятий. В её структуре - металлорежущие и деревообрабатывающие станки приборы и средства автоматизации, сельскохозяйственная техника, электродвигатели, насосы, нефтепромысловое, буровое оборудование, компрессоры, оборудование для нужд железнодорожного транспорта. Наиболее крупные предприятия расположены в Краснодаре. Армавире. Тихорецке, Новороссийске, Ейске. Край развивает собственное сталепрокатное производство: строится два сталепрокатных комплекса в г. Абинск. Деревообрабатывающая промышленность базируется на продукции пятидесяти местных лесозаготовительных предприятий, эксплуатирующих леса, которые являются основным в России источником древесины цепных пород (бук, дуб). Продукция отрасли - полиматериалы, древесностружечные и древесноволокнистые плиты, паркет, мебель для офисов и жилых помещений. Продукция химической промышленности - фосфорные минеральные удобрения, серная кислота, лакокрасочные материалы, йод кристаллический, резинотехнические изделия. Легкая промышленность представлена текстильными, швейными, кожевенными, меховыми, обувными предприятиями. Наиболее крупные из них находятся в Краснодаре. Имеется стекольное и фарфоро-фаянсовое производство. Пищевая промышленность Краснодарского края - не только ведущая отрасль в экономике края, но и лидер российской пищевой отрасли. Углеводородное сырье. Добыча нефти и газа в Краснодарском крае, старейшем нефтегазодобывающем регионе страны, в настоящее время падает, не играя значительной роли в нефтегазодобыче страны. Месторождения углеводородного сырья Краснодарского края приурочены к продуктивным комплексам Северо-Кавказско - Мангышлакского нефтегазоносного бассейна (НГБ) - юрским, меловым, палеогеновым и неогеновым - располагаются на глубинах от 200 м до 5 км. К началу 2010 г. в Краснодарском крае Государственным балансом полезных ископаемых учтено 95 месторождений, содержащих запасы нефти, в числе которых 61 нефтяное, 22 газонефтяных, одно нефтегазовое и 11 нефтегазоконденсатных. По текущему количеству запасов все месторождения мелкие (рисунок 1.2).  Рисунок 1.2 - Месторождения углеводородного сырья Краснодарского края Газотранспортная сеть Краснодарского края включает несколько магистральных газопроводов. По территории края проходят участки газопроводов «Голубой поток», Армавир - Ростов-наДону - Серпухов - Москва - Ленинград. Особенность строительства магистральных газопроводов на Кубани - их закольцованность, что позволяет по мере надобности переключаться с подачи газа на приём. Газопроводы-отводы низкого давления, подающие топливо непосредственно в населённые пункты, обеспечивают уровень газификации края, приближающийся к 70%. Кущевское подземное хранилище газа входит в сеть газопроводов «Голубой поток». 1.3 Тектоническое строение месторождения В региональном структурно-тектоническом плане Западного Предкавказья Кущевское поднятие расположено на юго-восточной периклинали Ростовского выступа. Границами выступа на юге являются Ирклиевская мегасинклиналь и Калниболотский выступ, на востоке -- Целинская седловина (рисунок 1.6).  Рисунок 1.6 - Обзорная карта нефтяных и газовых месторождений К северу от Кущевского поднятия располагается Северо-Кущевское поднятие, на востоке - Серебринское, на юге - Екатериновское, Ленинградское и Старо-Минское. Согласно сейсмическим исследованиям 1952 года, Кущевское поднятие (рисунок 1.7) было оконтурено одной изогипсой - 1400м и представляло собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Размер складки по отражающему сейсмическому горизонту, в пределах замкнутой изогипсы - 1400м составляет 13,0 и 3,0 км. По сейсмической структурной карте, построенной после детальной сейсмической съемки площади в 1959 году, по отражающему сейсмогоризонту более четко видна форма и размер брахиантиклинали. Так, ось северо-восточной части структуры изменила направление на широтное. По замкнутой сейсмоизогипсе 1150м, размеры складки по большой и малой осям стали равны 7,5 х 4 км, высота - 100 м. Сейсмическое исследование послужило основой для поискового бурения на данной площади.  Рисунок 1.7 - Структурная карта по кровле пласта Ia На структурной карте (рисунок 1.7), построенной по кровле коллекторов нижнего мела (пласт Ia), поднятие представлено брахиантиклинальной складкой платформенного типа с углами падения: на севере до 33°, на востоке 7°, на юге и западе 1,5 - 2°, амплитудой 216 м (по замкнутой изогипсе - 1391м) и размеры по замкнутой изогипсе 7,5 х 5 км. Складка имеет неправильную форму с несколько вытянутыми северо-восточными и юго-восточными окончаниями (рисунок 1.8). Вверх по разрезу происходит выполаживание складки, однако по кровле сантона находят свое отражение все структурные формы, отмеченные по альбским отложениям. Наиболее интенсивно выполаживание крыльев установлено на границе мезозойского и кайнозойского комплексов.  Рисунок 1.8 - Поперечны профиль по линии скважина на Кущевской площади Почти полное затухание складчатости фиксируется в верхнеэоценовых отложениях. В пределах Кущевской площади эоценовые и вышележащие отложения лежат моноклинально, воздымаясь к северу, под углом, немногим более одного градуса. Целевые горизонтыЗалежь Кущевского ГКМ - пластовая, сводовая. Начальный газоводяной контакт на месторождении был установлен на абсолютной отметке - 1391 м. Общая мощность продуктивной части изменяется от 80 до 180 м, уменьшаясь к северу и западу. В продуктивном разрезе были выделены до 40 проницаемых пропластков, в связи с этим, выделялись несколько пластов - Iа`, Iа, I, II, III и кора выветривания. Объект закачки и отбора газа - терригенные коллекторы нижнемелового возраста (альбский ярус) - Iа`, Iа и I пласты, залегающие на глубинах 1200-1400 метров. Литологически коллекторы представлены кварцево-глауконитовыми глинистыми алевролитами с примесью полевого шпата, неизвестковыми. Текстура пород линзовидно-слоистая, часто сгустковая, обусловлена неравномерным количеством глинистого материала. Характерно, что при значительном содержании глинистого материала (до 45%) алевролиты сохраняют высокую пористость насыщения (23-31%б в отдельных случаях до 33-38 %). Проницаемость коллекторов низкая и составляет 10-20 мД, при средней проницаемости, равной 18,7 мД. Коллекторы имеют высокие значения остаточной водонасыщенности: от 28 до 53 %, при средней - 40.8 %. Это, по-видимому, связано со структурно-текстурными особенностями указанных коллекторов. Пластовые воды по типу - гидрокарбонатно-натриевые (тип вод - хлоркальциевый с общей минерализацией 1606 мг-экв./л). Минерализация вод изменяется в небольших пределах и составляет 46 г/л, удельное электрическое сопротивление пластовой воды при средней температуре пород (на глубине около 1400 м) 47 градусов Цельсия - 0.1 Ом*м. По данным ГИС-бурения УЭС пластов имеют низкие значения: - в газонасыщенной зоне - от 1.4 Ом*м до 7 Ом*м; - в водонасыщенной - от 1.3 до 3.5 Ом*м. По результатам анализов керна и ГИС по старому фонду скважин, а также после бурения двух оценочных скважин (и изучения кернового материала из них), пробуренных в 1992 году, были уточнены литолого-петрофизическая и интерпретационная модели коллекторов - объектов закачки и отбора газа на ПХГ. На гипсометрической отметке -1350 метров начальное пластовое давление на месторождении составляло 14,7 Мпа, а в конце разработки, в 1991 году - 2,01 Мпа. Кущевское ПХГ рассчитано на закачку 5,0 млрд. куб. м газа. Контрольные горизонты На Кущевском ПХГ выделены три контрольных горизонта (сантон, средний эоцен, майкоп), на которые пробурено 3 скважины. В 1994 г. было пробурено дополнительно 3 контрольные скважины на хадумский, майкопский и чокракский горизонты. 2. Технологическая часть 2.1 Организация промыслово-геофизических работ на ПХГ Эксплуатация Кущевского ПХГ проводится циклами, состоящими из 4 режимов работы: 1. Первая закачка газа была начата а 1984 г. (цикл I1) и проводилась в мае - октябре; 2. Нейтральный период после закачки проводился в октябре - ноябре (цикл I2); 3. Отбор газа проводился в декабре - марте (цикл I3); 4. Нейтральный период после отбора проводился в апреле - мае (цикл I4). XXV цикл был начат в 2008 г. и также проводился в четырех режимах: 1. Цикл XXVI - закачка газа; 2. Цикл XXV2 - нейтральный период после закачки; 3. Цикл XXVз - отбор газа; 4. цикл XXV4 - нейтральный период после отбора. Время нейтрального периода может изменяться в каждом цикле. Такой режим работы требует проведения ГИС в максимально короткие сроки, при этом требуется провести большой объем геофизических исследований ряда скважин за время простоя газохранилища. Основным показателем, определяющим эксплуатацию газовых скважин на ПХГ, является суточная производительность, которую замеряют и контролируют на газосборном пункте (далее - ГСП). Технологический режим эксплуатационных скважин в период отбора (закачки) определяют на основе результатов гидро-газодинамических 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 (далее - 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) в объекте хранения. 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. Последовательность и частота исследований эксплуатационных скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются при составлении обеспечения. 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. На ПХГ, характеризующихся коррозионной активностью продукции скважин, необходимо вести систематический контроль за применением выбранных методов защиты от коррозии, их эффективностью и состоянием скважин. Эксплуатацию газовых скважин на ПХГ проводят по НКТ. Необходимость изоляции затрубного пространства определяют в технологическом проекте ПХГ. В отдельных случаях при отсутствии в газе агрессивных и эрозионных компонентов допускают эксплуатацию скважин по эксплуатационной колонне при условии соблюдения индивидуально разработанных мероприятий, обеспечивающих безопасность такого способа эксплуатации, которые согласуют в территориальных органах Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке. 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. В эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных скважинах необходимо периодически проверять состояние призабойной зоны, наличие сообщения с пластом-коллектором, а также отсутствие загрязнений в стволе скважины. При обнаружении пробок, ухудшении сообщения с пластом, загрязнении ствола и призабойной зоны должны быть приняты меры по восстановлению работоспособности скважин. Изменение технологического назначения эксплуатационных скважин согласуют с организацией ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке. Изменение технологического назначения допускается при: - технико-экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации; - невозможности (по техническим причинам) эксплуатации скважиной проектного горизонта; - отсутствии технологической необходимости использования скважины по своему функциональному назначению. Перевод скважин на другие горизонты согласуют с организацией, ведущей авторский надзор эксплуатации ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке. Ремонтные работы в скважине осуществляют по плану, который составляет служба капитального ремонта скважин, согласовывают с геологической службой ПХГ и утверждают в установленном порядке. При капитальном ремонте скважин с аномально низкими пластовыми давлениями следует использовать специальные облегченные растворы, эмульсии и пены, исключающие поглощения в процессе проведения работ. Дело скважины является основным документом на ПХГ для всех видов скважин. Основные данные из дела скважины дублируются в электронном виде в составе ИБД. Комплекс ГИС ориентирован на исследование обсаженных скважин, текущим и капитальным ремонтом скважин, изменением конструкций, различными осложнениями при эксплуатации, заносят в Дело, скважин и ИБД. Пользователь недр в соответствии с действующими положениями проводит работы по переаттестации скважин, фонтанных арматур и колонных головок. Соответствующая организация, дает заключение о возможности и сроке их дальнейшей эксплуатации, которое согласовывается с организацией ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке. После утверждения технологического проекта ПХГ, организация (разработчик) осуществляет авторский надзор за эксплуатацией ПХГ. 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 определяются Обеспечением объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - Обеспечение) (приложение А) и включает работы по: - оценке соответствия фактических и проектных показателей эксплуатации газохранилища, пробуренного фонда скважин, установленного подземного и наземного оборудования и других технологических узлов; - расчету режимов закачки (отбора) газа; - оптимизации технологических параметров эксплуатации искусственных газовых залежей с уточнением активного и буферного объемов газа, производительности и необходимого количества эксплуатационных скважин; - анализу адекватности геологической и технологической модели эксплуатации ПХГ и их совершенствованию; - аудиту запасов газа в хранилище; - разработке обеспечения; - корректировке режимов закачки и отбора газа с учетом детализации геологического строения и выявленных гидродинамических особенностей объекта хранения, состояния скважин и возможностей газотранспортной системы; - установлению аномальных направлений преимущественного распространения газа в объекте хранения, оценке зон максимального и минимального газонасыщения, регулированию процесса заполнения порового объема структурной ловушки; - оценке герметичности объекта хранения; - геодинамике недр; - установлению технологических параметров эксплуатации газохранилища на длительный период его функционирования при выявленных в ходе текущей эксплуатации особенностях, изменившихся условиях в ЕСГ и других отклонениях исходной информации; - проведению дополнительных видов газодинамических исследований; - интенсификации технологических процессов закачки и отбора газа, повышению коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин; - оценке и сокращению затрат газа на СТН; - совершенствованию технологии и изысканию принципиально новых решений по энергосберегающей и безотходной эксплуатации объектов; - выдаче заключений по техническому состоянию скважин; - подготовке справок и заключений по текущему состоянию хранилища, оперативных материалов для заказчика и контролирующих органов. В каждом конкретном случае объем работ по авторскому надзору на текущий календарный год устанавливают с учетом их целесообразности, очередности и ожидаемых результатов. Отдельные виды работ могут быть затребованы заказчиком во исполнение решений, предписаний Госгортехнадзора России и других ведомств. По результатам осуществления авторского надзора в общем случае в течение года представляют краткие информационные отчеты с указанием объема выполненных работ, основных результатов и выводов. В конце года исполнитель передает заказчику единый заключительный отчет по выполненным работам в соответствии с календарным планом. 2.2 Основные принципы ГИС-контроля 1. Информативность является обоснование выбора скважин на структуре; это позволит максимально эффективно использовать выбранный фонд скважин для системного ГИС-контроля при решении поставленных задач. 2. Периодичность - это соотношение достоверности наблюдаемого параметра со скоростью его значимых изменений (скорость процесса). 3. Системность ГИС-контроля и ГИС-техконтроля: а) профилактическая; б) диагностическая (целевые исследования); с) оценка эффективности реализации рекомендаций и мероприятий. 4. Технологичность: д) выбор комплекса ГИС и последовательность измерении; е) выбор и последовательность режимов работы скважины, позволяющих получить контрастные эффекты; ж) при аномальных отклонениях регистрируемых значении параметров от фоновых, необходимо проводить многократные повторы в аномальных интервалах для выяснения их характера (случайность, динамичность, интенсивность и т. д.); з) при исследованиях необходимо исключить утечки через сальник лубрикатора и запорную арматуру. Информационное обеспечение геофизических измерений - например, установка дистанционных устьевых датчиков давления, температуры и т.д. Основанием проведения системного геофизического контроля эксплуатации ПХГ являются: - Регламент геолого-технологического и экологического мониторинга за эксплуатацией и герметичностью Кущевского ПХГ, согласованному и утвержденному во ВНИИГАЗе. - Типовые и обязательные комплексы промыслово-геофизических исследований скважин - РД-51-1-93, а также утвержденные «Комплексы...» рассматриваемым месторождениям и ПХГ. Безопасность эксплуатации подземных хранилищ газа обеспечивается объектным мониторингом объекта хранения, герметичностью покрышки, вертикальной и горизонтальной миграцией газа, техническим состоянием скважин и других элементов системы. Выявлять техногенные залежи газа и мест его утечек. 3. Технические - Контролировать интервалы перфорации пластов; - Уточнять подвески НКТ, положения других элементов конструкции скважины и подземного оборудования; - Определять негерметичности обсадных колони и НКТ; - Определять текущее состояние колонн (дефекты, смятие, порывы, вздутия, коррозия); - Изучать поглощение в зоне текущего забоя скважины, его герметичности, наличия песчано-глинистых пробок на забое; - Оценивать текущее состояния цементного камня (качества сцепления цементного камня с колонной и породой; характера его распределения в заколонном пространстве скважины); - Диагностика пропуска газа по резьбовым соединениям.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||