Исследования Нафталанского месторождения для оценки создания емкости ПХГ (блок №2)

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГАОУ ВО «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Подземное хранение газа»

на тему «Исследования Нафталанского месторождения для оценки создания ёмкости ПХГ (блок №2)»

Выполнил:

Аль-Вали Ахмад Хани

Ставрополь, 2018 г.



Содержание

Введение

1. Географическая характеристика района

2. Технико-технологический раздел

2.1 Основные требования, предъявляемые к разведке водоносных структур

2.2 Гидрогеологические исследования на разведочных скважинах

2.3 Исходные геолого-гидродинамические данные к технологической схеме подземного газохранилища в водоносном пласте

2.4 Использование истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений под подземные хранилища газа

2.5 Бурение и испытание скважин при создании подземных хранилищ газа

2.5.1 Общие и специальные требования к бурению скважин

2.5.2 Наземное и подземное оборудование скважин

2.5.3 Испытание скважин

2.6 Технологическое проектирование подземных хранилищ газ

2.6.1 Основное содержание технологической схемы создания и эксплуатации подземного газохранилища

2.6.2 Установление дебитов, числа и размещения скважин на газохранилище

2.6.3 Система контроля и наблюдений

2.7 Исследования Нафталанского месторождения для создания ёмкости ПХГ (блок 2)

Заключение

Список использованных источников



Введение

Нафталанское -- единственное в мире месторождение, в нефти которого содержатся биологически активные вещества, придающие ей целебные свойства.

Несмотря на давность применения нафталанской нефти в качестве лечебного средства, практически отсутствует научно разработанная техническая документация, регламентирующая процессы ее добычи и поставки потребителю с обязательным контролем основных физико-химических показателей этой нефти, важных при использовании в медицинских целях.

Химический состав нафталанской нефти начали изучать на примере образца тяжелой нефти из единичной скважины Ns 27 первого горизонта. Эта нефть имела плотность 0,9459 г/см³ и содержала 17% углеводородов, выкипающих до 3000. Исследовали узкие температурные фракции нефти до и после деароматизации. Групповой химический состав определяли анилиновым методом. Было показано, что с увеличением температуры кипения фракций в них уменьшалось с 96 до 76°/о содержание нафтеновых и увеличивалось с 6 до 23°/о содержание ароматических углеводоров. На основании вычисленных брутто-формул углеводородов авторы указывали на большое содержание в нефти полициклических углеводородов.

Высокая биологическая активность нафтеновых углеводородов нафталанской нефти была подтверждена в эксперименте на животных, показавшем, что нафтеновые углеводороды тяжелой нафталанской и отдельных промышленных нефтей отличаются по физиологическому действию. гидрогеологический скважина подземный газохранилище

Нефть, добываемая на местности Нафталан Касум-Измайловского района Азербайджана, в течение нескольких столетий применялась населением в качестве лечебного средства. А начиная с 1898 г. она признана официальной медициной и стала эффективным природным источником биологически активных веществ как для бальнеологии, так и для фармацевтической химии.

Согласно установленным критериям, лечебной нефтью насыщена только верхняя часть геологического разреза отложений основной нефтеносной толщи Нафталанского месторождения майкопской свиты. В нижней ее части залегает легкая промышленная нефть, отличающаяся по своим свойствам от лечебной.

Нафталанская нефть стала также объектом обширных химических исследований, направленных на выявление основных источников ее лечебного воздействия. Кроме того, большой интерес представляли работы по изучению геологических аспектов проблемы, что очень важно для объяснения особенностей условий формирования и размещения залежи нефти в пределах Нафталанского месторождения



1. Географическая характеристика района

Кировабадская нефтегазоносная область охватывает широкую южную полосу Куринской впадины и северо-восточные предгорья Малого Кавказа, от р. Храми на северо-западе до р. Аракс на юго-востоке.

Возвышенная часть и предгорная полоса, характеризующиеся относительно расчленённым рельефом, сложены породами верхнего мела и палеогена. В орографии этой части области важную роль играют долины горных рек Таузча, Шамхорчай, Гянджачай, Кюракчай, Карачай, Тертерчай, Акарачай и других и небольшие горы Еленсутепе, Агдаг, Учтепе, Биргез и др.

Основную часть области занимает провобережная наклонная равнина Куринской впадины, покрытая мощными четвертичными образованиями, которая расчленена долина горных рек и небольшими уваловидными возвышенностями, сложенными постплиоценновыми и плиоценновыми породами.

В пределах этой наклонной равнины выделяются Казах-Кировабадская, Карабхская и Мильская степи.

Геологическое строение области изучено в основном полевыми геолого-съёмочными работами, геофизическими методами разведки и бурением структурно-картировочных, структурно-поисковых и разведочных скважин.

Почти вся территория области покрыта геологической съёмкой масштаба 1:100 000 и частично 1:50 000 и 1:25 000, а также гравиметрической съёмкой.

В последнее время в отдельных низменных зонах области проводились детальные электроразведочные и сейсморазведочные работы с целью уточнения структурных особенностей палеогенвых и мезозойских отложений.

В результате проведение геолого-геофизических и разведочных работ выяснилось, что на территории Кировабадский нефтегазоносной области распространены мезозойские, третичные и четвертичные отложения.

Юрские отложения широко развиты в пределах юго-западной возвышенной части Кировабадской нефтегазоносной области и смежной зоны Малого Кавказа.

Нижняя Юра представлена в основном вулканогенно-осадочными образованиями. В разрезе встречаются также глины, глинистые сланцы, плотные метаморфизованные известняки и известковые песчаники.

По-видимому, в сторону регионального погружение на северо-восток (к Куринской впадине) вулканогенно-осадочные отложения частично замещаются осадочными породами.

Средняя юра представлена главным образом мощной пачкой кварцевых порфиров и имеет почти сплошное распространение в возвышенной юго-западной зоне области.

Верхи средней юры выражены в основном порфиритами, туфобрекчией и различными прослойками и линзами глинистых сланцев и плохо отсортированы грубо обломанными песчаниками которые в сторону регионального погружения (вдали от краевой зоны распространения) приобретают характер хорошо отсортированных песчаных и алевритовых пород, могущих служить коллекторами для скопления газа и нефти. Мощность средней юры колеблется в пределах 1500 - 3500 м.

Широким площадным распространением пользуются также отложения верхней юры, представленные в вулканногенно-осадочной и осадочной фациях.

Наибольший интерес представляет верхняя часть разреза представлена плотными доломитизированными трещиноватыми известняками со стиллолитовыми швами, с редкими и мало мощными пластами известковых и мергелистых глин и известковых плохо отсортированных крупнозернистый песчаников.

Мощность и трещиноватость известняков верхней Юры постепенно увеличиваются с северо-запада на юго-восток в сторону регионального погружения складчатости Малого Кавказа.

Рисунок 1 - Сводный геологический разрез Кировабадской области 1 - глины; 2 - глины песчанистые; 3 - глины известковистые; 4 - песчаники; 5 - туфы и туфо-песчаники; 6 - мергели; 7 - песчанистые мергели; 8 - известняки; 9 - песчанистые известняки; 10 - конгломераты; 11 - вулканогенные породы

Надо полагать, что подобное же изменение карбонатной толще верхней Юры происходит по мере передвижения на северо-восток, т.е. от водораздельной полосы в сторону Куринской депрессии, что имеет большое значение для скопления газа и нефти в глубокопогруженных складках юго-восточной части. Кировабадской нефтегазоносной области.

Общая мощность карбонатно-терригенной толщщи кимеридж-титонского интервала верхней юры достигает 450-500 м.

Меловые отложения широко распространены в пределах юго-западной высокогорной полосы Кировабадской области, от границы с Грузией на северо-западе до р. Аракс на юго-востоке

Относительно мало распространены терригенные отложения нижнего мела, разрез которых начинаются по барремским ярусом. Последний представлен туфопесчаниками, туфоконгломератами, местами окремненными и мелоподобными известняками, трансгрессивно налегающими на отложения верхней юры. Мощность баррема до 210 м. Выше залегают отложения аптекого яруса, представленны грубозернистыми плохо отсортированными песчаниками, туфопесчаниками, туфоконгломератами с маломощными прослоями глинистых песчаников и песчанистых глин. Мощность до 60 м.

Более широко распространены отложения албского яруса в пределах северного предгорья северо-западной части Малого Кавказа, где они часто трансгрессивно залегают на размытой поверхности титонских и барремских отложений. Они представлены известковистыми туфопесчаниками, грубозернистыми плохо отсортированными песчаниками, песчанистыми глинами с отдельными прослоями онгломератов. В некоторых районах эти песчаники становятся сильно известковистыми. В основании альбского яруса залегают платсы конгломерата. Мощность яруса до 350 м.

Сравнительно широко распространены в области верхнемеловые отложения, представлены в основном карбонатной фации.

Сеноманский ярус представлен неравномерным чередованием сильно песчанистых известняков, песчанистых мергелей, туфогенных песчаников. В районе сал. Нижний Агджакенд в разрезе участвуют мощные пласты плотных толстослоистых известняков. Мощность до 600 м.

Туронский ярус выражен зоогенными и пелитоморфными известняками с маломощными прослоями глин. Мощность до 80 м. Фаунически охарактеризованные отложения турона встречаются спорадически.

Коньякский ярус сложен серыми слабокристаллическими плотными известняками, известковистыми глинами. В центральной части области преобладают карбонатные породы. В юго-восточной части полосы развития коньякского яруса в разрезе появляются туфопесчаники, грубозернистые песчаники, известковистые глины и пропластки конгломерата. Мозность до 600 м.

Сантонский ярус представлен в основном вулканогенно-осадочными пародами. В районе р. Кюракчай на локальном участке верхняя часть разреза состоит из вулканогенных пород. Несколько восточнее в районе р. Гераньчай, сантонский ярус представлен неравномерным чередованием пелитоморфных ильно трещиноватых толстослоистых известняков с прослоями глин и мергелей.

В районах сёл Мардакерт и Мадагиз значительная верхняя часть разреза представлена толстослоистыми пелитомофрными трещиноватыми известняками, а ещё восточнее она целиком состоит из белых и светло-серых пелитоморфных известняков. Мощность до 350 м.

Кампанский ярус выражен серыми пелитоморфными сильно трещиноватыми известняками с маломощными прослоями серых, зеленовато-серых жирных глин. На участке Хархапут в разрезе кампанского яруса число и мощность прослоев глин увеличиваются в районе сёл Мардакерт и Мадагиз, в верхней части разреза появляются маломозные пласты известковистых грубозернистых песчаников. Мощность яруса до 350 м.

Маастрихтский ярус по всему северо-восточному склону Малого Кавказа представлен песчанистыми, местами сильно песчанистыми трещиноватыми известняками иногда с маломощными прослоями зеленовато-серых жирных глин.

В верхней части разреза песчанистость извесняков сильно увеличивается и местами принимает вид рыхлых грубозернистых сильно известковистых песчаников мощность до 200 м.

Рисунок 2 - Трещиноватые известняки кампанского яруса с прослоями известковистых песчаников (участок Мардакерт)



Рисунок 3 - Трещиноватые известняки маастрихтскго яруса (участок Мартуни)

Датский ярус распространён лишь в северо-восточной полосе залегания меловых отложения и представлен трещиноватыми известняками и глинами. Мощность до 70 м.

Палеоценовые отложения изучены по обнажениям в предгорной зоне, в долинах рек Гянджачай, Кюракчай, Тертерчай, Инджачай и др., а также бурением разведочных скважин на площадях Тауз-Казах, Далляр, Дальмамедлы, Казанбулаг, Аджидере, Марага, Гюллюджа, Агдам, Агджабеды, Мартуни, Ждановск и др. Почти на всех перечисленных выше участках отложения палеоцена представлены в основном глинами с редкими прослоями плотных мергелей, известковистых песчаников и известняков. В северо-западной части области (Тауз-Казах, Далляр, Баргез) отложения палеоцена несколько отличаются увеличением терригенного материала. Мощность до 200 м.

Эоценовые отложения обнажены в пределах сравнительно узкой полосы от р.Гянджачай на западе до р.Тертечай на юго-востоке. Наиболее полный разрез этих отложений описан в долинах рек Тертечай, Кюракчай, Инджачай, Аджидере, Харханут, Норагюх и др. Помимо естественных выходов, они изучены в разведочных свкажинах на площадях Казахмамедтене, Тауз-Казах, Далляр, Дальмамедлы, Сарвазтепе, Гедакбоз, Аджидере, Казанбулаг, Нафталан, Мирбашир, Гюллюджа, Агдам, Агджабеды, Марутни, Марага, Ждановск, Худаферин-Бекмаилы и др. Во всех изученных разрезах удается выделить нижний, средний и верхний горизонты. На плошадях Тауз-Казах, Далляр, Биргез и других отложения нижнего и среднего эоцены выражены в глинистой литофации. Несколько восточнее (на участках Дальдамедлы, Казанбулаг, Аджидере, Харханут, Инджачай, Норагюх и др.) разрез обогащается песчано-алевритовыми и карбонатными породами. На юго-востоке (Агджабеды, Ждановск и др.) в нижней части разреза преобладают карбонатные породы. Майкопские отложения в рассматриваемой области распространены в предгорной полосе и обнажены по долинам крупных рек, пересекающих северо-восточные склоны Малого Кавказа. В центральной части области (Аджидере, Казанбулаг, Гедакбоз, Мирбашир, Нафталан) отложения майкопской свиты представлены серыми и буровато-серыми ярозитированными глинами с прослоями коВ центральной части области (Аджидере, Казанбулаг, Гедакбоз, Мирбашир, Нафталан) отложения майкопской свиты представлены серыми и буровато-серыми ярозитированными глинами с прослоями когломератов и грубозернистых песчаников (Аджидере, Казанбулаг), которые в восточном направлении (Нафталан и Мирбашир) переходят в крупно- и среднезернистые песчаники и алевролиты. Несколько юго-восточнее (Гюллюджа, Агдам) нижняя часть разреза представлена глинами с частыми тонкими прослоями песчаных и пирокластических пород. На площадях Мартуни, Агджабеды, Ждановск нижний майкоп представлен в глинистой литофации. Грубообломочные породы, представленные конгломератами и брекчиями, широко развиты в основном в разрезах площадей Зейва, Карачинар, Хархапут, Нижний Агджакенд, Аджидере и др. Максимальная мощность конгломератов, представленных плотно сцементированными и рыхлыми разностями, отмечается в разрезе Хархапут (25,6 м). Обломки состоят из осадочных, реже из изверженных и метаморфических пород. В разрезах площадей Казанбулаг, Мирбашир, Дальмамедлы встречены слабо сцементированные породы, состоящие из обломков глин и мергелей.

Песчаные и алевритовые породы в основном представлены в виде маломощных пропластков. Они наиболее распространены в разрезах Дальдамедлы, Казанбулаг, Нафталан, Аджидере, Мирбашир, Гедакбоз, где слагают мощные песчаные горизонты, известные под названием 1 и 2 казанбулагских, 2, 3, 4, 5, 6 нафталанских и 2, 3 тертерских горизонтов.

Нередко встречаются прослойки и линзы влкаических пеплов, тильаби, туфопесчаников и туффитов. Плохо отсортированные образования в большинстве случаев приурочены к верхам горизонта и максимально развит на площадях Харахпут, Сапалгад, Нижний агджанкенд и др.

Песчаные и алевритовые породы в виде мощных горизонтов изучены по обнажениям в бассейнах рек Инджачай, Анджидере, у сёл Карачинар, Зейва и др. Эти отложения также вскрыты на западном крыле Нафталанской складки (участок Тап-Карагаюпнлы), где выделяются 1 горизон.

Нафталанское месторождеия расположено к югу от ст. Герань, в районе одноимённого курорта.

Естественные выходы нефти, обладающей лечебными свойствами привлекли внимание населения ещё в 18 столетии.

В течение 1930-1935 гг. на площади Нафталан было пробурено более 20 скважин, из которых некоторые вскрыли разрез майкоской свиты ниже горизонтов с лечебной нефтью. В разведочных скв. 37 впервые были выявлены песчаные горизонты, содержащие лёгкую нефть.

В результате глубокого разведочного бурения в пределах научной части разреза выделяются следующие отложения.

Низы верхнего эоцена выражены глинами, мергелями, песчаниками. Мощность вскрытой части около 300м.



Рисунок 4 - Региональный геологический фациальный профиль через центральную тектоническую зону. 1 - глинистая фация; 2 - глинисто-песчаная фация; 3 - песчано-глинистая фация; 4 - карбонатная фация; 5 - вулканогенно-осадочные и карбонатные породы; 6 - глинисто-песчаная фация с включением гален; 7 - нефтяные залежи; 8 - нефтепроявления; 9 - газопроявления

Олигоцен - нижний миоцен представлены часто чередующимися тёмно-серыми, коричневато-серыми и шоколдно-бурыми ярозитизированными глинами с тонко-и мелзернистыми песками и песчаниками. В нижней части разреза выделяются 2, 3, 4, 5, 6, 7 песчаные горизонты, характеризующиеся непостоянством гранулометрического состава и мощности.

Апшеронский ярус представлен глинами, суглинками, линзовидными прослоями плохо отсортированных песков и гравелитов. Мощность до 300 м.

В тектоническом отношении площадь Нафталан по майкоским отложениями представляет собой ассиметричную брахиантиклинальную складку почти меридионального простирания.

По отложениям акчагыльского яруса, трансгрессивно залегающим на размытой поверхности майкопской свиты, вырисовываются три локальных поднятия - Нафталанское, Карагоюнлинское и Борсулинское.

В результате проведённых разведочных работ в разрезе отложений майкопской свиты в Нафталане выявлен ряд нефтеносных горизонтов, из них три (1, мергельный и 2) содержат лечебную нефть плотностью 0,945-0,948, а с нижележащими, более мощными горизонтами связаны промышленные залежи нефти плотность 0,860-0,900. Песчаные горизонты-коллекторы майкопской свиты характеризуются низкой проницаемостью, поэтому сравнительно высокие начальные дебиты скважин в течение непродолжительного времени снизились до 5-3 т.

Перспективы нефтегазоносности месторождения Нафталан в основном связаны с карбонатными коллекторами верхнего мела и терригенно-карбонатными коллекторами палеогена.



Рисунок 5 - Нафталан а - структурная карта по кровле V нафталанского горизонта (олигоцен - нижний миоцен); б - геологический профиль.



2. Технико-технологический раздел

2.1 Основные требования, предъявляемые к разведке водоносных структур

Разведка водоносных структур под подземные хранилища газа осуществляется на основании лицензии. Лицензия является документом, удостоверяющим право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах горного отвода в соответствии с указанной целью в течение установленного срока при соблюдении ими заранее оговоренных требований и условий. Условия выполнения требований в данном случае определяются проектом разведки (доразведки), в котором указываются предельные границы участка, охватывающие все используемые при создании газохранилища скважины, в том числе и наблюдательные. Предоставление лицензии осуществляется через государственную систему лицензирования

Разведочная организация при изучении водоносной структуры должна обеспечить получение достоверных исходных данных, необходимых для оценки целесообразности и составления технологической схемы создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

Определение фильтрационных, емкостных и других параметров пластов, а также предельных границ использования структурной ловушки производится разведочной организацией на основе профильных и структурных построений по материалам бурения скважин, обработки результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.

При оценке пригодности объектов должны быть использованы материалы гидрогеологических и гидрохимических исследований с тщательным учетом особенностей тектонического строения структурной ловушки.

В результате изучения водоносной структуры и выбранных объектов должны быть:

а) установлены наличие ловушки, способной аккумулировать газ в требуемых объемах, ее площадь и эффективный объем порового пространства; б) выявлены особенности геологического строения ловушки и основные геолого-физические характеристики выбранных объектов и перекрывающих их пластов в пределах всей разведуемой площадки;

в) получены гидрогеологические данные по вскрытым разведочными скважинами водоносным пластам с указанием степени их взаимосвязанности; г) определены химический состав, давление и температура пластовых вод по всему разрезу, выполнены газовая съемка и другие операции, необходимые для воспроизведения первоначального фона до закачки.

Для получения достоверных исходных данных о фильтрационно-емкостных свойствах пластов по ограниченному числу разведочных скважин (от 3 и более, в зависимости от размеров площади) производится отбор керна в интервале пласта-коллектора и перекрывающих пластов-покрышек. По пробуренным разведочным скважинам определяется продуктивная характеристика пластов с целью детализации объектов закачки газа, установления основного и вспомогательных контрольных горизонтов для наблюдения за герметичностью газохранилища и реализации технологических процессов. При необходимости выполняются комплекс исследований на устойчивость призабойной зоны, установление предельно допустимого пластового давления и других показателей, влияющих на выбор объектов (выявление тектонических нарушений, определение экранирующих свойств непроницаемых зон и участков).

Комплекс промыслово-геофизических исследований должен обеспечивать оценку фильтрационно-емкостных свойств и фоновых значений разведываемых пластов и контрольных горизонтов, а также гидрохимические исследования от поверхности земли до пласта-коллектора, включая контрольные горизонты.



2.2 Гидрогеологические исследования на разведочных скважинах

В ходе разведки водоносных структур гидрогеологическими исследованиями охватываются все водоносные горизонты изучаемой площади. К основным гидрогеологическим показателям относятся:

а) статические уровни подземных вод и закономерности их изменения по площади;

б) продуктивная характеристика, в том числе гидропроводность и пьезопроводность;

в) растворенные ионно-солевые комплексы, их взаимосвязь с углеродами и литолого-фациальными свойствами пород;

г) газонасыщенность и газовый состав подземных вод.

Для изучения гидрогеологической характеристики разреза по разведочным скважинам производятся:

а) откачка пластовой воды до достижения постоянного удельного веса и химического состава;

б) замеры устьевые и глубинные давления и температуры, статического уровня, снятие индикаторной характеристики и кривой восстановления давления не менее чем на трех режимах;

в) отбор глубинных проб воды для химического анализа, определение количества и состава растворенных газов;

г) определение интервалов притока воды и коэффициента продуктивности исследуемых пластов.

Подготовку скважин к гидрогеологическим исследованиям производят по планам, утвержденным руководством разведочной организации. Устья разведочных скважин оборудуются в соответствии с условиями проведения на них гидрогеологических исследований и промыслово-геофизических замеров в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности".



2.3 Исходные геолого-гидродинамические данные к технологической схеме подземного газохранилища в водоносном пласте

Исходные геолого-гидродинамические данные к технологической схеме создания подземного газохранилища в водоносном пласте должны быть изложены в отчете разведочной организации о проведенных на площади геолого-разведочных работах с приложением необходимого графического материала.

В отчете разведочной организации должны быть отражены:

а) общие сведения о районе разведочных работ (привязка к местности, орогидрография, населенные пункты и т.д.);

б) краткий обзор проведенных геологических исследований, результаты сейсмической съемки, буровых работ и промыслово-геофизических замеров, геохимическая съемка;

в) литолого-стратиграфическая характеристика разреза в пределах разведанной площади;

г) геолого-физическая характеристика всех водоносных пластов, которые могут быть использованы как контрольные;

д) тектоническое строение площади и характеристика структурной ловушки;

е) литолого-физическая характеристика пластов-покрышек и плотных пород, залегающих над пластами-коллекторами;

ж) техническое состояние фонда пробуренных скважин;

з) оценка емкостной и фильтрационной характеристик объектов закачки газа;

и) сведения о наличии полезных ископаемых на разведуемой площади;

к) сведения о поглотительных горизонтах для сброса промышленных стоков.

Отчет разведочной организации, содержащий исходные геолого-гидродинамические данные, оформляется с приложением к нему следующего материала:

а) ситуационного плана района с выделением на нем разведочной площади и нанесением газотранспортной системы и основных потребителей газа;

б) структурных карт по кровле выбранных объектов и контрольных горизонтов, построенных на основе результатов бурения скважин;

в) сводного стратиграфического разреза площади;

г) геологических профилей вдоль и вкрест простирания структурной ловушки;

д) карты равных мощностей выбранных объектов и пластов-покрышек над ними;

е) карты эффективных мощностей пластов-коллекторов и контрольных горизонтов;

ж) схемы корреляции разреза скважины;

з) графиков изменения давления или уровня воды в наблюдательных скважинах при площадной гидроразведке;

и) карты газового фона по данным геохимических исследований и фоновых замеров промыслово-геофизическими методами.

В заключительной части отчета разведочной организации должны быть отражены основные выводы и предложения по использованию изученных объектов с указанием допустимых границ газонасыщенной зоны, т.е. внешнего контура газоводяного контакта, а также иных ограничивающих факторов, установленных в ходе разведочных работ.

Исходя из сложности геологического строения площади и выявленных особенностей залегания пластов, перечень исходных данных к технологической схеме может быть видоизменен или дополнен сведениями, уточняющими модель будущего газохранилища или перспективы его расширения.

При необходимости наращивания объема газохранилища за счет увеличения его площади и подключения дополнительных пластов, если исходная геолого-гидродинамическая информация в соответствии с требованиями настоящего раздела является недостаточной, должна быть осуществлена доразведка площади путем дополнительного разбуривания.

2.4 Использование истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений под подземные хранилища газа

Для определения пригодности выработанных залежей истощенных месторождений под подземное хранилище газа создается комиссия из представителей заинтересованных ведомств и организаций, которая на основе изучения геолого-промысловой документации по разработке месторождения оценивает:

а) остаточные запасы газа, нефти, конденсата и сопутствующих компонентов, степень и характер выработанности залежей;

б) техническое состояние и пригодность к использованию существующего фонда скважин и промыслового оборудования.

Принятое решение актируется и служит основанием для составления технологической схемы создания подземного хранилища газа на базе данного месторождения. Остаточные запасы углеводородов передаются на баланс газохранилища. В случае расхождения при оценке остаточных запасов газа и нефти, пригодности пробуренного фонда скважин и других исходных условий составляется соответствующий акт.

При недостаточной изученности месторождения, низком качестве исходной геолого-промысловой и геофизической информации институтом-разработчиком технологической схемы должна быть составлена программа доразведки месторождения и повторного обследования пробуренного фонда скважин. Программа включает работы по дополнительному разбуриванию площади, объему и последовательности промысловых исследований, ремонту и восстановлению скважин, имеющих дефекты.

На все виды работ, выполненных в соответствии с программой доразведки истощенного месторождения, в том числе и на результаты ремонтно-восстановительных операций, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, составляются акты и направляются институту-разработчику технологической схемы.

Технические проекты по бурению скважин и планы ремонтно-восстановительных работ на скважинах, вскрывающих эксплуатационные горизонты истощенных месторождений, согласовываются с местными органами горного надзора.

Вопросы использования пробуренного фонда, в том числе скважин, находящихся в длительной консервации после завершения разработки месторождения, решаются проектировщиком совместно с заказчиком работ по созданию газохранилища после их обследования.

Основные и дополнительные требования к конкретным объектам - пористым пластам и пластам-покрышкам - в отношении емкостно-фильтрационных свойств и герметизирующей способности должны отражаться в соответствующих технологических схемах, исходя из условий эксплуатации газохранилища.

2.5 Бурение и испытание скважин при создании подземных хранилищ газа

2.5.1 Общие и специальные требования к бурению скважин

По основному технологическому назначению скважины на подземных газохранилищах подразделяются на:

а) эксплуатационные, вскрывающие пласт-коллектор и используемые для закачки и отбора газа;

б) нагнетательные, вскрывающие пласт-коллектор и используемые только для закачки газа;

в) наблюдательные и пьезометрические, вскрывающие пласт-коллектор в газовой и водоносной части, используемые для наблюдения за изменением давления и уровня;

г) контрольные, вскрывающие вышезалегающие контрольные горизонты и используемые для наблюдения за герметичностью газохранилища;

д) разгрузочные, вскрывающие пласт-коллектор или вышезалегающие горизонты и используемые для разгрузки отдельных пластов;

е) поглотительные, вскрывающие проницаемые прослои и используемые для сброса пластовой воды и промышленных стоков;

ж) геофизические, не перфорированные на пласт-коллектор и используемые для наблюдения за изменением газонасыщенности.

Бурение скважин различного технологического назначения, в том числе и разведочных, должно производиться в строгом соответствии с проектом и действующими нормативами.

Конструкция скважин обосновывается в технологической схеме и должна предусматривать возможность проведения необходимых исследований, профилактических и ремонтных работ, установки забойного оборудования и достижения проектных режимов закачки и отбора газа.

Технология крепления обсадных колонн должна обеспечивать:

а) равномерное по всему стволу распределение и подъем цементного раствора за колонной до расчетной высоты или до устья;

б) полное замещение промывочной жидкости цементным раствором;

в) применение обсадных труб с высокогерметичными резьбами.

Не допускается эксплуатация скважин без надежного разобщения проницаемых пластов, залегающих выше газонасыщенного объекта.

Вскрытие пласта-коллектора и закачивание скважин должны производиться на промывочной жидкости, не снижающей проницаемости призабойной зоны. Если пласт-коллектор сложен слабосцементированными и рыхлыми породами, скважина должна оборудоваться забойным фильтром или крепиться физико-химическим способом.

Конструкция фильтра должна обеспечивать возможность его регенерации, капитального ремонта или замены в процессе эксплуатации газохранилища.

Не допускается изготовление фильтра из разных металлов, вызывающих электролиз в пластовой воде.

При установке гравийно-намывного фильтра гравийная обсыпка должна обеспечивать полное задержание мелкой фракции песка в течение всего периода эксплуатации газохранилища. Средний размер гравия и ширина щелей каркаса выбираются в зависимости от гранулометрического состава пород пласта-коллектора.

Передача скважин в эксплуатацию после выхода из бурения, спуск забойного оборудования и другие операции фиксируются соответствующим актом, составленным представителями заинтересованных организаций.

2.5.2 Наземное и подземное оборудование скважин

К наземному оборудованию скважин относятся:

а) фонтанная арматура с колонной головкой;

б) обвязочные трубопроводы (обвязка), узлы замера давления, расхода, температуры и других показателей, фиксируемых на устье;

в) вспомогательные сооружения и устройства для подачи в скважину ингибиторов гидратообразования;

г) ограждение (при необходимости), площадка обслуживания, предупреждающие знаки и указатели.

Устьевое оборудование определяется и устанавливается в соответствии с проектом обустройства скважин ПХГ.

Все изменения, вносимые в конструкцию или обвязку арматуры, в обязательном порядке должны быть согласованы с проектирующей организацией.

Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации газохранилища должно находиться под наблюдением газопромысловой службы и поддерживаться в исправном состоянии. Во время профилактических осмотров внимание следует уделять фланцевым, резьбовым и сварным соединениям, состоянию сальниковых уплотнений. При обнаружении неисправностей и пропусков газа эксплуатация скважины приостанавливается, при этом должны быть приняты меры по замене неисправных деталей и узлов или ремонту.

К подземному оборудованию скважин относятся:

а) лифтовая колонна с клапаном-отсекателем, пакером, разъединителем, циркуляционным и ингибиторным клапанами, а также другими предусмотренными техническим проектом устройствами;

б) забойный фильтр с затворной трубой (при намыве гравия) и вспомогательными узлами, используемыми при установке фильтра;

в) приспособления специального назначения для разобщения обводненных интервалов, изоляции пескующих пропластков и других операций.

Конструкция подземного оборудования рассчитывается в зависимости от конкретных условий. Они должны обеспечивать:

а) эксплуатацию скважины при проектных режимах закачки и отбора газа;

б) проведение вспомогательных технологических операций, связанных с освоением, испытанием и ремонтом скважин;

в) проведение профилактических работ по извлечению лифтовых труб и отдельных узлов подземного оборудования без глушения скважины (перекрытием пакера);

г) ввод ингибитора через затрубье в лифтовую колонну и призабойную зону;

д) возможность извлечения всего подземного оборудования без нарушения прочности и герметичности обсадной колонны;

е) возможность проведения промыслово-геофизических замеров и других глубинных операций.

2.5.3 Испытание скважин

Испытание водяных скважин производят на основании планов освоения и испытания, составленных производственным предприятием в соответствии с проектом разведки.

Водяные скважины с избыточным давлением при стационарных режимах фильтрации испытываются путем самоизлива с одновременной регистрацией установившегося расхода воды и устьевого давления. Необходимым условием является снятие показаний при 4-5 режимах самоизлива.

При отсутствии избыточного давления производятся режимные откачки воды. Для установления режима изменяется подвеска лифтовых труб или создается противодавление на устье скважины. Допускается изменение режима регулированием подачи воздуха.

При испытании водяных скважин самоизливом или режимными откачками должна обеспечиваться утилизация выносимой воды при невозможности утилизации выносимой пластовой воды, допускаются испытания скважин закачкой воды в пласт.

Закачку воды рекомендуется применять в исключительных случаях, когда имеется уверенность в чистоте нагнетательной воды.

Перед испытанием продуктивных горизонтов обводненной залежи следует обращать внимание на техническое состояние скважин, особенно после длительной их консервации, а также на остаточные запасы углеводородов, которые могут быть сосредоточены в недоперфорированных интервалах продуктивной части исследуемого горизонта.

До начала испытаний по скважине должны быть выполнены геофизические замеры с целью оценки газонасыщенных интервалов и состояния цементного кольца за колонной, шаблонировка ствола или предварительная его очистка.

Основными задачами испытания газовых скважин являются:

а) определение или уточнение продуктивной характеристики при переменных газогидродинамических условиях, вызванных эксплуатацией газовых залежей, закачкой и отбором газа, длительным простоем и другими явлениями;

б) оценка приемистости пласта и коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны;

в) оценка степени устойчивости пород в призабойной зоне и установление предельной депрессии, при которой не происходит разрушения скелета породы;

г) определение предельного дебита по условиям выноса воды, механических примесей, допустимых потерь давления;

д) оценка работоспособности фильтра и установленного в скважине забойного оборудования.

Испытанию газовых скважин должен предшествовать комплекс геофизических замеров по оценке технического состояния (АКЦ, СГДТ, локация муфтовых соединений), интервалов перфорации, снятию фона по ГК, НГМ, ИННК и термометрии.

Испытание скважин с целью определения приемистости и продуктивной характеристики производится без выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и соответствующего перепада давления при закачке и отборе.

Для уточнения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны испытание скважин проводят на 4 - 5 режимах, используя при этом индивидуальный шлейф, регулирующий штуцер, расходомер, сепаратор или породоуловитель.

Испытание скважин с целью определения устойчивости пород пласта-коллектора и предельного дебита в исключительных случаях допускается производить с выпуском газа в атмосферу при обязательном соблюдении правил промышленной санитарии. При этом необходимо стремиться к максимальному ограничению продолжительности испытания.

Для оперативного обнаружения и регистрации песка в потоке газа рекомендуется использовать систему индикации песка (Режим-П и др.). Допускается использовать породоуловители или сепараторы, с помощью которых могут контролироваться выносимые потоком газа твердые механические примеси.

Последовательность и частота испытания газовых скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются графиком его проведения, согласованным с исполнителями авторского надзора. Испытания проводятся оперативно-производственной службой СПХГ, обобщаются и контролируются геологической службой.

Испытания скважин должны сопровождаться замерами забойного давления, расхода и температуры газа. Пластовое давление в газохранилище должно определяться как средневзвешенное по площади искусственной газовой залежи.

2.6 Технологическое проектирование подземных хранилищ газа

2.6.1 Основное содержание технологической схемы создания и эксплуатации подземного газохранилища

Работы по созданию подземных газохранилищ в пористых пластах выполняются поэтапно в соответствии с технологической схемой создания и эксплуатации и техническим проектом их обустройства.

Технологическая схема и проект обустройства рассматриваются и утверждаются в установленном порядке.

Строительство новых и расширение имеющихся на территории газохранилища объектов (застройки), не предусмотренных технологической схемой или проектом обустройства и не связанных с функционированием газохранилища, категорически запрещается.

Исходя из основного назначения газохранилища в технологической схеме приводится принципиальное решение задач, связанных с эффективным использованием порогового объема и пластовой энергии, обеспечением оптимальной эксплуатации объекта, предотвращением обводнения, сохранением чистоты воздушного бассейна, поддержанием кондиционности газа и другими требованиями.

Технологическая схема должна включать следующие разделы:

I раздел - исходные геолого-промысловые данные;

II раздел - обоснование объемов активного и буферного газа, максимального контура распространения газонасыщенной зоны, темпов закачки и отбора газа, продолжительности создания хранилища, числа скважин и их производительности, минимального давления отбора и других технологических показателей, характеризующих приемлемые варианты создания и эксплуатации подземного хранилища газа;

III раздел - выбор и детализация оптимального варианта создания и эксплуатации подземного хранилища газа с разбивкой этапов функционирования и установлением очередности бурения скважин, обустройства и ввода объектов;

IV раздел - объем и последовательность опытных, исследовательских и других видов работ, направленных на уточнение технологических показателей подземного хранилища газа;

V раздел - мероприятия по контролю за эксплуатацией хранилища и обеспечению охраны окружающей среды;

VI раздел - технико-экономические показатели создаваемого подземного хранилища газа.

Первый раздел технологической схемы охватывает следующие вопросы:

1. краткие сведения о геологической изученности водоносной структуры или истощенного месторождения с указанием количества всех пробуренных скважин и их технического состояния;

2. краткая стратиграфия с указанием интервала и глубины залегания пластов (залежей) и перекрывающих пластов (покрышек);

3. тектоническое строение водоносной структуры или истощенного месторождения;

4. краткая физико-литологическая характеристика горизонтов (пластов);

5. результаты испытания скважин с указанием производительности по воде или по газу, рабочих и максимальных дебитов на единицу перепада давления, состояния забоя;

6. результаты разработки истощенного месторождения или пробной закачки воздуха в водоносный пласт;

7. данные по составу воды или остаточного газа;

8. состояние фонда ликвидированных скважин;

9. сведения об остаточных запасах нефти, конденсата и газа, остаточной газонасыщенности, емкости структурной ловушки или залежи;

10. гидрогеологическая характеристика, степень подвижности пластовых вод, режим работы залежи;

11. рекомендации по использованию пластов для контроля за герметичностью хранилища, сброса промстоков, водоснабжения и других полезных ископаемых с перечнем мероприятий по охране недр.

Второй раздел схемы охватывает:

1. определение на основе структурных построений и соответствующих гидрогазодинамических расчетов объемов активного и буферного газа, контура распространения газа по площади; увязка этих объемов с данными о неравномерности газопотребления, пропускной способности газопроводной системы и другими данными, характеризующими состояние газоснабжения данного региона;

2. обоснование максимального давления в конце закачки и минимального давления в конце отбора, темпов закачки и отбора газа, продолжительности этапов создания хранилища, качественной характеристики нагнетаемого и отбираемого газа;

3. выбор количества, размещения и конструкции эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных и разгрузочных скважин на площади будущего хранилища;

4. оценку средней и максимальной производительности эксплуатационных скважин;

5. оптимизацию соотношения между числом эксплуатационных скважин, мощностью КС, объемами активного и буферного газа и другими технологическими показателями, обеспечивающими эффективность создания газохранилища.

Третий раздел схемы охватывает вопросы, связанные с детальным рассмотрением оптимального варианта создания и эксплуатации подземного хранилища газа. Приводится серия табличных и графических данных, полученных при выполнении технологических расчетов.

На основе сводных данных определяются очередность разбуривания, конструкции скважин и применяемого скважинного оборудования, объем и стадии обустройства КС, промысла и других сооружений подземного хранилища газа.

Четвертый раздел схемы охватывает вопросы:

1. объема, видов и последовательности выполнения исследовательских работ;

2. периодичности и способов проверки соответствия фактических и расчетных показателей эксплуатации искусственной газовой залежи.

Пятый раздел включает:

1. размещение и выбор числа необходимых контрольных скважин;

2. выделение контрольных горизонтов и их характеристику;

3. анализ специальных гидродинамических исследований по созданию системы обнаружения возможных мест перетока газа;

4. мероприятия по контролю за распределением газового контура;

5. программу работ, разработанную в соответствии с "Регламентом контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией ПХГ в пористых пластах".

Шестой раздел схемы охватывает:

1. оценку капитальных вложений и эксплуатационных затрат на создание газохранилища по укрупненным показателям;

2. оценку удельных и приведенных затрат, себестоимости хранения газа, окупаемости по принятому варианту создания в сопоставлении со средними показателями аналогичных объектов;

3. рекомендации по повышению технико-экономической эффективности создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

К технологической схеме прилагаются следующие графические материалы:

1. обзорная карта района с нанесенной на ней газотранспортной системой, месторождениями, действующими и проектируемыми хранилищами, а также основными потребителями;

2. структурные карты по кровле пласта-коллектора (залежи), вышезалегающим водоносным пластам;

3. геолого-геофизический (гидрогеологический) разрез месторождения (площади);

4. продольный и поперечный профили по пласту-коллектору (залежи) и контрольным горизонтам;

5. карта границ горного отвода с охватом всех законтурных скважин;

6. схема размещения всех пробуренных и намечаемых к бурению скважин с нанесенным на ней планом расположения наземных сооружений, зданий, газопроводов;

7. принципиальная схема подготовки газа;

8. конструкция скважин различного технологического назначения с указанием подземного оборудования;

9. графические и табличные показатели сопоставляемых вариантов создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

В проекте обустройства должны быть предусмотрены все сооружения, необходимые для функционирования газохранилища, уточнены объем и стоимость всех работ, составлены сводные технико-экономические и другие показатели. Компрессорные агрегаты, газопромысловое и вспомогательное оборудование должны быть высокопроизводительными, надежными в эксплуатации и отвечающими современным требованиям. Особое внимание необходимо уделять герметичности узлов и соединений, снижению количества выбросов, внедрению ресурсосберегающих технологий, утилизации воды и газа, сбрасываемых при отдельных операциях.

При использовании на проектируемом объекте нескольких технологических процессов (подземного хранения газа и вторичной добычи нефти, частичного сайклинг-процесса и др.) в технологической схеме должны быть решены вопросы, связанные с обеспечением побочных процессов во взаимосвязи с основными, т.е. с функционированием совмещенного производства.

Сооружение подземных хранилищ газа, в зависимости от сложности строения объектов, геолого-физических особенностей формирования искусственной залежи может быть осуществлено поэтапно.

Целесообразность и продолжительность этапов, а также необходимость проведения опытно-промышленной эксплуатации отдельных горизонтов (залежей) должны определяться технологической схемой создания подземного хранилища газа.

На заключительной стадии работ по созданию подземного хранилища газа необходимо выполнить комплекс исследований, направленных на уточнение герметичности хранилища в целом и отдельных скважин, оценку количества защемленного и растворенного газа, определение эффективности работы наземного оборудования.

При необходимости внедрения новых технологических решений и высокоэффективного оборудования может быть разработан проект обустройства хранилища с частичной или полной заменой наземного и подземного оборудования, установкой дополнительной аппаратуры, а также средств автоматического управления.

2.6.2 Установление дебитов, числа и размещения скважин на газохранилище

Средние и рабочие дебиты эксплуатационных скважин устанавливаются на основе данных, полученных в процессе разведки водоносных пластов или разработки месторождения.

При установлении среднего дебита отбора (производительности закачки) должны учитываться:

1. состояние и перспективы обустройства станции подземного хранения газа (по пропускной способности);

2. физико-химический состав пород пласта-коллектора, возможности химического взаимодействия между породой, пластовой жидкостью, вводимыми в скважину ингибиторами и другими веществами, что может привести к солеобразованию, закупорке и пробкообразованию в стволе скважины и кольматации фильтра;

3. термобарические условия работы скважин, образование конденсационной воды, вынос пластовых вод и другие факторы, влияющие на интенсивность гидратообразования.

4. максимальный дебит скважин при отборе газа устанавливается в зависимости от следующих факторов:

5. устойчивости пород пласта-коллектора и условий, исключающих вынос песка, намытого за фильтром гравия и других твердых частиц, количество которых в потоке газа не должно приводить к образованию пробок в стволе скважины, разъеданию подземного и наземного оборудования и другим осложнениям;

6. условий образования конусов обводнения, избирательного вторжения по высокопроницаемым пропласткам;

7. необходимости поддержания требуемого давления на устье скважины, состояния забойного оборудования, пропускной способности лифтовых труб.

Изменение производительности скважин и газохранилища в целом определяется условиями газонасыщения пласта-коллектора, оттеснения вод, поддержания заданного давления и другими, вытекающими из особенностей проектируемого объекта. Эти условия должны учитываться при составлении технологического режима закачки и отбора газа по отдельным скважинам.

Общее число эксплуатационных скважин определяется на основе оптимизации соотношения между мощностью КС, объемом буферного газа и другими показателями по минимуму капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Количество резервных эксплуатационных скважин для каждого конкретного объекта определяется индивидуально, исходя из геолого-гидродинамических и технологических особенностей объекта, условий его эксплуатации в рамках региональной газотранспортной системы.

Размещение и необходимое количество наблюдательных, пьезометрических, контрольных, геофизических и поглотительных скважин назначаются в зависимости от размеров газонасыщаемой площади, особенностей геологического разреза, наличия смежных структурных поднятий, а также других специфических факторов, отмеченных в ходе разведочных работ.

Для поддержания в процессе создания и эксплуатации газохранилища проектных режимов закачки и отбора газа в технологической схеме должны быть предусмотрены соответствующие мероприятия по эксплуатационному фонду скважин и основным узлам внутрипромысловой газосборной системы. Изменение количества и местоположения эксплуатационных скважин против установленных технологической схемой допускается только при согласовании с проектировщиком.

...