VI. Контроль технологических параметров. Объектный мониторинг подземных хранилищ газа

114. На ОПО ПХГ осуществляется объектный мониторинг, разработанный в составе технологического проекта эксплуатации ПХГ или разработанный автором технологического проекта после выхода ПХГ на проектные показатели.

115. При эксплуатации ОПО ПХГ объектами мониторинга являются:

объект (объекты) хранения газа и утилизации ППВ;

контрольные горизонты;

верхняя (подпочвенная) часть разреза в пределах горного отвода;

объект размещения ППВ;

скважины ОПО ПХГ.

При разработке объектного мониторинга учитываются горно-геологические особенности различных участков объекта хранения в целях определения особенностей формирования, состояния и расформирования искусственной газовой залежи.

116. В рамках объектного мониторинга ОПО ПХГ контролируются следующие параметры:

объем газа в объекте (объектах) хранения (активный и буферный объем газа (в том числе долгосрочный резерв), остаточные геологические запасы при наличии);

объем закачки (отбора) газа;

объем попутной пластовой воды, извлекаемой при отборе газа;

затраты газа на собственные технические (технологические) нужды;

суточная производительность эксплуатационных скважин индивидуально (для вновь проектируемых/реконструируемых ОПО ПХГ) и суточная производительность ОПО ПХГ в целом;

газонасыщенный поровый объем объекта (объектов) хранения газа и ОПО ПХГ;

компонентный состав закачиваемого и отбираемого газа, точка росы;

соответствие качества подготовленного к транспорту газа установленным требованиям;

пластовое давление в объекте (объектах) хранения газа;

эксплуатационные характеристики скважин (рабочие давления и температура на устье, фактические значения депрессии/репрессии);

технологические характеристики (параметры ЗРА, температура и давления в технологической линии "скважина - газосборный пункт - установка подготовки газа (компрессорная станция) - компрессорная станция - газопровод подключения");

флюидонасыщение объекта (объектов) хранения газа;

положение межфлюидальных контактов объекта (объектов) хранения газа;

уровни и давления в контрольных горизонтах;

флюидонасыщение контрольных горизонтов;

положение контакта ГВК (ГНК) в контрольных горизонтах (при наличии техногенной залежи);

газонасыщенный поровый объем контрольных горизонтов (при наличии техногенной залежи);

объем отбора газа при разгрузке техногенной залежи (при ее наличии и осуществлении разгрузки);

содержание растворенного газа, химический состав, давление насыщения растворенного газа в пластовой воде объекта хранения и контрольных горизонтов;

межколонное давление и межколонный расход газа по скважинам;

состав газа подпочвенного слоя;

поверхностные водо-газопроявления на хранилище;

давление нагнетания, объем ППВ и показатели качества, утвержденные проектной документацией на размещение ППВ.

117. При эксплуатации ОПО ПХГ должны ежесуточно проводиться замеры суммарных объемов количества закачиваемого и отбираемого газа. В случае наличия двух и более объектов хранения газа замеры осуществляются по каждому из них.

118. Контроль за распространением газа в объекте хранения проводится в соответствии с объектным мониторингом (ОМ).

119. Контроль за динамикой давлений в объекте хранения и контрольных горизонтах осуществляется путем замера пластового давления (или пересчета замеренного устьевого давления на пластовое), уровней пластовой воды в контрольных скважинах.

120. Если в составе ОПО ПХГ эксплуатируются несколько контрольных пластов, то контроль за динамикой давлений осуществляется по каждому пласту отдельно.

121. При эксплуатации скважин должен проводиться контроль технического состояния, который включает:

диагностику целостности эксплуатационной колонны и износа обсадных колонн, насосно-компрессорных труб и установленного подземного оборудования геофизическими методами;

контроль положения забоя скважин;

контроль заколонных перетоков и техногенных скоплений газа геофизическими методами;

замер межколонных давлений;

диагностирование технического состояния фонтанных арматур и колонных головок;

контроль приустьевых участков и околоскважинной территории на предмет наличия флюидопроявлений.

122. При наличии нескольких газосборных пунктов технологический контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведется на каждом пункте.

123. Учет количества извлекаемой попутной пластовой жидкости должен осуществляться как в целом по ОПО ПХГ, так и по каждому объекту хранения газа. Для вновь проектируемых ОПО ПХГ необходимо предусматривать периодический замер количества пластовой жидкости по каждой эксплуатационной скважине отдельно с использованием измерительного сепаратора.

124. Закачку ППВ на ОПО ПХГ необходимо осуществлять с контролем за следующими технологическими параметрами: давлением нагнетания, объемом промстоков и химическим составом.

125. Контроль показателей качества подготовленного к транспорту газа осуществляется путем определения компонентного состава, удельного веса, калорийности, точки росы (по воде) и иных показателей.

126. Управление режимом ПХГ проводится путем регулировки дебита газа на скважинах или на газосборных пунктах. Регулирование дебита неполным открытием/закрытием задвижек ТПА не допускается.

127. В процессе эксплуатации скважин ПХГ должен осуществляться контроль устьевого и межколонного давления с периодичностью, предусмотренной объектным мониторингом. Замер осуществляется как постоянно установленными, так и переносными контрольно-измерительными приборами.

128. При использовании геофизических методов наблюдения за герметичностью объекта хранения выполняются работы по выявлению заколонных перетоков и техногенных скоплений газа по фонду скважин, которые осуществляются в соответствии с планом-графиком геофизических исследований. По скважинам, на которых проектом предусмотрена обвязка обсадных колонн и наличие замерных устройств, необходимо проводить замер давления и расхода газа между обсадными колоннами при максимальном (приближенном к максимальному) давлении в ПХГ, а также расход газа стравливаемого из пространств между обсадными колоннами по графику, но не реже одного раза в год.

129. Запрещается эксплуатация скважин с межколонным давлением (далее - МКД), имеющих следующие признаки предельных состояний:

превышающее предельно допустимое значение для данного межколонного пространства, не снижаемое методами текущего ремонта (МКД не должно превышать значение 80% от давления гидроразрыва пласта на уровне башмака внешней колонны данного межколонного пространства);

присутствие в составе межколонного флюида сероводорода в объеме и при давлении в области сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением;

присутствие сероводорода в межколонных пространствах между промежуточными колоннами или между промежуточной колонной и кондуктором на месторождениях с содержанием сероводорода в добываемой продукции больше 6% объема;

присутствие в составе межколонного флюида диоксида углерода при парциальном давлении, равном или превышающем 0,2 МПа;

расход межколонного флюида из межколонного пространства при установившемся режиме стравливания более 1000 м³/сут для газовой фазы или 1 м³/сут для жидкой фазы;

присутствие заколонных перетоков газа;

присутствие негерметичности обсадной эксплуатационной колонны;

грифоны вокруг устья скважины.