1. Организация промыслово-геофизических работ на ПХГ

Эксплуатация Кущёвского ПХГ проводится циклами, состоящими из 4 режимов работы:

1. Первая закачка газа была начата в 1984 году (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 году и также проводился в четырёх режимах:

1) цикл XXV₁ – закачка газа;

2) цикл XXV₂ – нейтральный период после закачки;

3) цикл XXV₃ – 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 объём геофизических исследований ряда скважин за время простоя газохранилища.

2. Эксплуатация скважин на подземных хранилищах газа

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 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 путём 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 проведённых 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) и включает работы по:

· оценке соответствия фактических и проектных показателей эксплуатации газохранилища, пробуренного фонда скважин, установленного подземного и наземного оборудования и других технологических узлов;

· расчёту режимов закачки (отбора) газа;

· оптимизации технологических параметров эксплуатации искусственных газовых залежей с уточнением активного и буферного объёмов 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 объёма 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, очерёдности 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 объёма выполненных работ, основных результатов и выводов. В конце года исполнитель передаёт заказчику единый заключительный отчет по выполненным работам в соответствии с календарным планом.

3. Основные принципы ГИС-контроля

1. Информативность является обоснованием выбора скважин на структуре, это позволяет 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:

· профилактическая;

· диагностическая (целевые исследования);

· оценка эффективности реализации рекомендаций и мероприятий.

4. Технологичность:

· выбор комплекса ГИС и последовательность измерении;

· выбор и последовательность режимов работы скважины, позволяющих получить контрастные эффекты;

· 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.);

· 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.

Рекомендуемый цикл исследований и комплексы промыслово-геофизических исследований по контролю эксплуатации месторождений и подземных хранилищ газа представлены ниже (см. таблицы 1 и 2).

Таблица 1 – Рекомендуемый цикл исследований на ПХГ (периодичность работ)

Таблица 2 – Комплексы промыслово-геофизических исследований по контролю эксплуатации Кущёвского подземного хранилища газа

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Основанием для проведения системного геофизического контроля эксплуатации ПХГ являются:

· Регламент геолого-технологического и экологического мониторинга за эксплуатацией и герметичностью Кущёвского ПХГ, согласованному и утверждённому во ВНИИГАЗе;

· Типовые и обязательные комплексы промыслово-геофизических исследований скважин – РД-51-1-93, а также утверждённые «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;

· 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.

4. Аппаратура и методика геофизических исследований скважин

При геофизическом исследовании скважин на Кущёвском ПХГ были проведены исследования следующими методами.

При гидродинамических исследованиях скважин давления, температуры и дебиты измеряют как на устье, так и в стволе скважины и на забое. Для измерений внутри скважины на Кущёвском ПХГ использовались такие методы, как манометрия, термометрия, влагомерия. Целью этих исследований является определение положения газо-водяного контакта и определение мощности газонасыщенной толщи в продуктивном интервале.

Термометрия позволяет контролировать распределение закачиваемого газа по увеличению температуры пласта, как это имеет место при контроле за работой подземных газохранилищ (ПХГ). Очевидно применение термометрии при контроле нагрева пластов за счёт перемещения по нему фронта горения. Выделение поглощающих воду интервалов проводится после прекращения закачки по эффекту охлаждения пластов. При этом получаемый эффект тем выше, чем больше объем нагнетаемой воды, т.е. чем ниже температура пласта за счёт его охлаждения. Термометрия также применяется при контроле за заколонными газопроявлениями.

Влагометрия даёт возможность определять состав флюидов в стволе скважины по величине их диэлектрической проницаемости е.

Манометрия позволяет измерять давление в скважине. На Кущёвском ПХГ были использованы пружинно-поршневые манометры типа МГП и МПМ, в которых измеряемое давление воспринимается поршнем, соединённым с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Перемещение поршня, пропорциональное измеряемому давлению, и пружины фиксируются записывающим пером на бланке диаграммы.

Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж относится к активным методам регистрации излучений, возникающих при облучении специальными источниками, помещенными в скважинном приборе. В ИННК применяется измерительная скважинная установка, состоящая из импульсного скважинного генератора нейтронов и расположенного на некотором фиксированном расстоянии (длина зонда) от него детектора нейтронов. Данный метод применяется для определения характера насыщения и пористости пород и для определения положения газоводяного контакта.

На Кущёвском ПХГ применялась аппаратура АИНК-43, разработанная в ВНИИА имени Н.Л. Духова.

Нейтронный гамма-каротаж – метод исследований скважин, основанный на облучении горных пород быстрыми нейтронами и регистрации гамма-излучения, возникающего при захвате тепловых нейтронов в горной породе.

НГК проводился аппаратурой СП-62, ДРСТ-1, ДРСТ-3, СРК-1 в открытом стволе скважин. Основной масштаб записи n = 1 мкР/час/см, скорость записи V = 110-250 м/час. В качестве источников нейтронов использовались плутониево-бериллиевые источники мощностью 4,6 и 5,3 × 10⁶ нейтр/сек.

Нейтрон-нейтронный каротаж метод исследований скважин, основанный на облучении горных пород потоком быстрых нейтронов и регистрации многократно рассеянных медленных (надтепловых или тепловых) нейтронов.

На Кущёвском ПХГ применялась двухканальная аппаратура РКМ-42 (ГК + ННК) предназначена для измерения естественной радиоактивности горных пород в диапазоне 0-100 мкР/ч, и нейтронного излучения для определения объемной водонасыщенности. Диаметр скважинного прибора 42 мм, длина 1900 мм. Максимальное рабочее давление 30 МПа, максимальная рабочая температура 110 °С.

HHK применяется при разведке и эксплуатации месторождений полезных ископаемых для количественного определения пористости и других коллекторских свойств горной породы, корреляции разрезов скважин; контроля продвижения пластовых вод, выявления интервалов обводнения пластов, изучения изменения газонасыщенности (повторными наблюдениями), а также для контроля за сооружением и эксплуатацией подземных газохранилищ.

Каротаж потенциалов самопроизвольной поляризации – один из основных методов электрического каротажа, основанный на изучении естественного стационарного электрического поля в скважинах (образование которого связано с физико-химическими процессами, протекающими на поверхностях раздела «скважина – порода» и между пластами различной литологии).

На Кущёвском ПХГ использовалась аппаратура ЭК-1. Скважинный прибор рассчитан на работу в скважине диаметром не менее 160 мм в водной промывочной жидкости с содержанием NaCl от десятых долей процента до минерализации, соответствующей насыщению, NaOH – от 10 до 20 %, нефти – до 5-10 %, при наибольшем значении температуры окружающей среды – 120 °С и наибольшем гидростатическом давлении 100 MПa.

ПС позволяет решать обширный круг задач, связанных с изучением литологии пород, установлением границ пластов, проведением корреляции разрезов, выделением в разрезах пород-коллекторов, определением минерализации пластовых вод и фильтрата бурового раствора, коэффициента глинистости, пористости, проницаемости.

Каротаж обычными градиент и потенциал зондами (ГЗ и ПЗ): чаще всего при работах методом каротажа сопротивлений используются трёхэлектродные зонды, в которых три электрода располагаются в скважине (четвёртый электрод заземляется на поверхности, вблизи от скважины).

В потенциал-зонде расстояние между приёмными MN или питающими АВ (их называют парными) электродами превышает расстояние от непарного электрода А или M до ближайшего парного. Точка записи, к которой относится измеренное кажущееся сопротивление, – середина АМ.

В градиент-зонде расстояние между парными электродами в 5-10 раз меньше расстояния до непарного. Точка записи находится посередине MN.

На Кущёвском ПХГ использовались потенциал зонд А0,05 М и градиент зонд А0,025 МО, О25N с использованием аппаратуры МДО-2 и МДО-3 в масштабе записи n = 1 Ом × м/см. Скорость движения прибора в скважине не превышала 1000 м/час.

По значениям каротажа сопротивлений стандартного зонда можно получить истинные значения сопротивлений окружающих пород и оценить радиус проникновения бурового раствора. Чем больше радиус проникновения бурового раствора, тем больше пористость пород и лучше их коллекторные свойства. Также приращение потенциал зонда относительно градиент зонда является признаком коллектора.

Shalskaya Svetlana Vasilyevna TECHNIQUE AND METHODS FOR CONDUCTING WELL LOGGING CONTROL ON THE KUSHCHEVSKOYE UNDERGROUND GAS STORAGE // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2019. – № 01;
URL: vsn.esrae.ru/en/7-33 (Date Access: 18.06.2025).

Today: 2303 | Week: 2303 | Total: 2561

Comments (0)