Методология повышения надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа на стадии развития и окончания строительства

Зиновьев, Василий Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методология повышения надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа на стадии развития и окончания строительства
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методология повышения надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа на стадии развития и окончания строительства"

На правах рукописи

ЗИНОВЬЕВ ВАСИЛИЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

МЕТОДОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА НА СТАДИИ РАЗВИТИЯ И ОКОНЧАНИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовыхместорождений, 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Ставрополь 2004

Работа выполнена в ООО «Кавказтрансгаз» и ОАО «СевКавНИПИгаз», г. Ставрополь.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор доктор технических наук, профессор доктор технических наук

К.С. Басниев, А. Я. Третьяк, Н.А. Гужов.

Ведущая организация - Институт проблем нефти и газа Министерства образования и науки РФ, Российской Академии наук (г. Москва).

Защита состоится «17» июня 2004 г. в 14ш часов на заседании диссертационного Совета Д 212.245.02 в Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского государственного технического университета.

Отзывы в трех экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному адресу.

Автореферат разослан «17» мая 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Ю.А. Пуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований. Основным элементом топливно-энергетического комплекса России является Единая система газоснабжения (ЕСГ). представляющая собой совокупность взаимосвязанных объектов (подсистем) добычи, дальнего транспорта, пХг и распределения, осуществляющих непрерывный процесс подачи газа потребителям. Особая роль в комплексе обеспечения высокой надежности функционирования ЕСГ, стабильных и гарантированных поставок газа потребителям принадлежит ПХГ, служащим для покрытия сезонных неравномерностей потребления газа регионами, расположенными на больших расстояниях от газодобывающих районов. Повышение надежности и эффективности эксплуатации ПХГ является актуальной проблемой, решение которой, прежде всего, связано с правильностью выбора объекта, повышением качества строительства и ремонта скважин.

Проблема покрытия сезонных неравномерностей потребления газа в России решается путем создания системы подземных хранилищ природного газа. В основном подземные хранилища, размещаемые в непосредственной близости от потребителей, обеспечивают небольшие объемы оперативных резервов газа, резервов на аномально холодную зиму, и для увеличения надежности газоснабжения различных регионов требуют дальнейшего развития.

Подземные хранилища газа в терригенных коллекторах, по сути происходящих в них процессов, являются сложными системами, поведение которых обуславливается воздействием внешних и внутренних факторов. В технологической системе ПХГ используется значительный фонд действующих скважин, в результате циклических закачек и отборов газа происходит разнонаправленное движение газоводяного контакта (ГВК), значительные колебания давлений и температуры. Воздействие этих факторов приводит к изменению емкостно-фильтрационных свойств (ЕФС) коллектора. Для оценки ЕФС газонасыщенного коллектора в ПХГ немаловажным является совершенствование промысловых методов определения коллекторских свойств. Кроме того, для ПХГ, характеризующихся значительной площадью газоносности и неравномерностью эксплуатации отдельных зон большое значение с целью совершенствования геолого-промыслового обеспечения эффективной эксплуатации ПХГ имеет разработка геолого-промысловых моделей, позволяющих рационально прогнозировать режимы эксплуатации ПХГ в целом, так и отдельных его зон.

В силу специфических особенностей подземные хранилища газа не только подвергаются воздействию внешних и внутренних факторов, но и сами оказывают значительное техногенное влияние на объекты природной среды. При этом геохимический техногенез свойственен всем этапам - от бурения скважин и строительства объектов до введения их в эксплуатацию, а также на протяжении всего периода эксплуатации хранилищ.

В связи с этим до настоящего времени остался ряд вопросов, трудноразрешимых с позиции традиционных подходов к изучению механизма работы пХг. Это в первую очередь относится к проблеме формирования газового объема в резервуаре, динамике передвижения ГВК, неравномерности заполнения отдельных объемов резервуара.

Продуктивный пласт ПХГ представляет собой весьма сложную флюидодинами-ческую систему, чувствительно реагирующую на всякое воздействие в призабойной зоне пласта (ПЗП). При этом возникают процессы, течение и последствия которых зависят от ЕФС горных пород, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, а также характера и степени воздействия на пласт при его вскрытии и эксплуатации.

Северо-Ставропольское ПХГ (СС ПХГ), созданное на базе крупного истощенного газового месторождения, имеет два объекта для хранения газа - в хадумском го-

ризонте и зеленой свите, с у режимам работы.

С учетом особенностей эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ, возникает необходимость провести исследование и разработать комплекс технологических решений по повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ на стадии развития и окончания строительства.

Поэтому весьма актуальным является разработка методических основ повышения надежности создания и эксплуатации ПХГ путем совершенствования: системы геолого-промыслового контроля при создании и эксплуатации; технологии строительства скважин; методов проведения ремонтно-восстановительных работ; способов повышения производительности скважин; методов диагностирования объектов ПХГ; путей рационального природопользования при строительстве и эксплуатации подземных газохранилищ; геоэкологического контроля и повышения уровня экологической безопасности технологических процессов при эксплуатации ПХГ. Срок эксплуатации ПХГ рассчитан на многие десятилетия. В связи с чем возникает необходимость рассмотреть вопросы, влияющие на надежность и безопасность эксплуатации ПХГ, в едином комплексе: геологические условия, особенности создания и эксплуатации СС ПХГ, факторы, влияющие на параметры ПХГ; проектирование и строительство скважин; ремонтно-восстановительные работы; контроль за объектами (диагностирование); экология; факторы воздействия ПХГ на окружающие среды.

Работа выполнена в ООО «Кавказтрансгаз» и ОАО «СевКавНИПИгаз» в рамках отраслевых Программ работ на 1998 - 2004 гг. по увеличению суточной производительности ПХГ, долгосрочной Программы научных исследований для обеспечения эффективного развития ОАО «Газпром», Программ научно-исследовательских работ ОАО «Газпром» в области подземного хранения газа.

Целью диссертационной работы является разработка методических основ создания и эксплуатации ПХГ и совершенствование совокупности технологических методов на различных этапах строительства и развития подземных хранилищ, направленных на повышение надежности и безопасности их эксплуатации.

Основные задачи исследований:

• комплексное обобщение материалов по геологическому строению СевероСтавропольской площади;

• анализ создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ;

• разработка методов повышения надежности, эффективности и безопасности строительства и эксплуатации скважин ПХГ;

• оценка современного состояния экологической безопасности СевероСтавропольского ПХГ;

• анализ влияния на повышение надежности и безопасности эксплуатации ПХГ таких факторов как плотность сетки скважин, предельные режимы работы, система диагностики, качество газа, контроль эксплуатации;

• уточнение геолого-промысловых моделей и совершенствование газосборной системы для эффективной эксплуатации ПХГ.

Теоретическими и методическими основами работы послужили основные положения техники и технологии бурения скважин, общей теории систем и их прикладных аспектов к анализу функционирования открытых природно-техногенных систем, физической и коллоидной химии, термодинамики, механики сплошных и дискретных сред, подземной гидромеханики газожидкостных систем, вычислительной математики, математической статистики, планирования эксперимента а также совокупности знаний по геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений.

Под руководством автора и при его непосредственном участии создано и эффективно эксплуатируется на протяжении более 25 лет крупнейшее в мире СевероСтавропольское ПХГ, проводились опытно-методические, промысловые исследова-

ния и испытания на более чем 1200 скважинах подземных хранилищах газа Российской Федерации.

Научная новизна заключается в:

- разработке теоретической модели и оценке эффективности подконтактной закачки газа в ПХГ на стадии развития с целью формирования оптимального газонасыщенного объема;

- научном обосновании необходимого соотношения объемов активного и буферного газа ПХГ;

- совершенствовании системы диагностирования объектов ПХГ;

- разработке флюидодинамической модели сооружения гравийных фильтров в газовых скважинах;

- научном обосновании комплекса технологий, обеспечивающих надежную и безопасную эксплуатацию ПХГ, включающего в себя:

- в области бурения и заканчивания скважин составы технологических жидкостей (ТЖ) и технологию временного блокирования ПЗП, технологию создания искусственной ПЗП;

- в области капитального ремонта скважин составы ТЖ и технологию селективной водоизоляции, технологию создания высоко проницаемой искусственной ПЗП в эксплуатационной газовой скважине, новые составы ТЖ для интенсификации притоков в эксплуатационных скважинах;

- в области контроля зз эксплуатацией ПХГ - систему эколого-производственного контроля, методы геолого-промыслового контроля, метод и приборный комплекс контроля состава газа;

- в области разработки и эксплуатации - схему зонной закачки и отбора газа, геолого-промысловую и газосборную модель, позволивших впервые обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в условиях резких и многократных пиковых нагрузок.

Таким образом, в диссертационной работе решена крупная научная проблема, имеющая важное народнохозяйственное значение - обоснованы теоретические и методические принципы повышения надежности и безопасности эксплуатации ПХГ.

Практическая значимость. Разработанный автором комплекс технологий на этапах строительства и капитального ремонта скважин позволил повысить надежность, эффективность и безопасность эксплуатации скважин ПХГ. Проведенная комплексная оценка современного состояния экологической безопасности позволила разработать систему эколого-производственного контроля, внедренную на СевероСтавропольском ПХГ. Предложенные автором технологии и организационная схема оптимизации управления эксплуатацией ПХГ использованы при составлении технологических режимов эксплуатации Северо-Ставропольского и других ПХГ России.

Реализация результатов исследований. Полученные в процессе исследований результаты использовались при подготовке технологических проектов создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте и зеленой свите, а также при эксплуатации, строительстве и капитальном ремонте скважин Се-веро-Ставропольского, Щелковского и Песчано-Уметского ПХГ.

ОАО «Газпром» по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва,

1999); Совещании ОАО «Газпром» по подземному хранению газа (Москва, 1999); XII, XIII Международных конгрессах «Новые технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» - CITOGIC (Уфа, 1999; Москва 2000, Салехард, 2001, Геленджик, 2002. Санкт-Петербург, 2003), заседаниях Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» (Саратов, 1998, 2002. Москва, 1999, 2000, 2001, Валдай, 2000, Нижний Новгород, 2001. Уфа, 2002, Сочи, 2003, Ставрополь, 2003, Небуг, 2004), научно-техническом совете Управления по подземному хранению газа и жидких углеводородов ОАО «Газпром» (Москва,

2000). научно-практическом семинаре «Проблемы моделирования работы скважин и пластовых систем при создании и эксплуатации ПХГ в пористых пластах» (Москва,

2001), секции «Экология и охрана окружающей среды» НТС ОАО «Газпром» (Сочи,

2002), VII Международной научно-практической конференции «Научно-техническая информация и научно-техническая реклама-2002» (Москва, 2002). Международной научной конференции «ВНИИгаз на рубеже веков: наука о газе и газовые технологии» (Москва, 2003). XXII Мировом газовом конгрессе (Токио, 2003).

Автором защищаются следующие основные положения:

1. Комплекс технологических решений, позволяющий повысить надежность, эффективность и безопасность строительства, ремонта и эксплуатации скважин ПХГ, включающий составы ТЖ и технологию временного блокирования ПЗП, технологию создания искусственной ПЗП, составы ТЖ и технологию селективной водо-изоляции, технологию создания высокопроницаемой искусственной ПЗП в эксплуатационной газовой скважине, новые составы ТЖ для интенсификации притоков в эксплуатационных скважинах;

2. Совокупность методов по повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, включающих метод и схему зонных закачки и отбора газа, критериальные условия безопасной эксплуатации ПХГ, систему диагностирования объектов ПХГ. комплексную методику анализа состава газа;

3. Организационная схема управления эксплуатацией ПХГ на основе автоматизированной системы, включающей геолого-промысловую модель, модель газосборной системы, усовершенствованную систему контроля за эксплуатацией.

Публикации. По теме диссертации результаты проведенных исследований отражены в 50 публикациях. Опубликованные работы включают: 24 статьи в сборниках научных трудов; 21 статью в ведущих рецензируемых научных изданиях, 1 патент на изобретение РФ, 3 монографии.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 461 страницах машинописного текста, включает 120 рисунков, 65 таблиц, 213 формул. Список использованных источников состоит из 253 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами Н.И. Андрианова, В.И. Беленко, В.Т. Боярчука, С.Н. Бузинова, Т.Ш. Вагиной, С.А. Варягова, Р.А. Гасумова, В.А. Гридина, С В. Долгова, В.Е. Дубенко, С.Н. Закирова, И.В. Зиновьева, Ю.К. Игнатенко, Л.Г. Коршуновой, НА Крылова, В.Г. Мосиенко, В.И. Петренко, Ю.А. Пули, Е.П. Серебрякова, К.М. Тагирова, A.M. Тагировой и многих других. Всем им диссертант считает приятным долгом выразить свою благодарность.

Многие коллеги оказали неоценимую помощь в выполнении расчетов на ЭВМ, оформлении табличного и графического материалов. Всем им автор выражает свою искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Первая глава посвящена роли подземных хранилищ газа в развитии газоснабжения юга России и обеспечении экспортных поставок.

Наиболее полно вопросы геологии, проектирования, создания и эксплуатации подземных хранилищ, строительства и капитального ремонта скважин рассматривались в работах X. Азиза, Н.Р. Акопяна, З.С. Алиева, О.Ф. Андреева, А.Е. Арутюнова, Ю.М. Басарыгина, К.С. Басниева, Л.Б. Бермана, Б.В. Будзуляка, С.Н. Бузинова, С.А. Варягова, Р.А. Гасумова, А.И. Гриценко, М.А. Гусейн-Заде, А.И. Гутникова, СВ. Долгова, О.М. Ермилова, С.Н. Закирова, ГА. Зотова, Ю.К. Игнатенко, В.Ф. Канашука, А.Л. Козлова, Ю.П. Коротаева, О.Л. Кузнецова, Б.Б. Лапука, Е.В. Левыкина, П.П. Макаренко, В.М. Максимова, Р.Д. Маргулова, Е.М. Минского, А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Михайловского, B.C. Неймана, В.И. Парфенова, В.И. Петренко, В.В. Ремизова, Э. Сеттари, А.С. Смирнова, P.M. Тер-Саркисова, И.А. Чарного, П.Т. Шмыгли, В.Н. Щел-качева и многих других.

В последние годы Северо-Ставропольское ПХГ используется как один из основных источников газа в регионе, когда в наиболее напряженные зимние месяцы газ по системе газопроводов Северный Кавказ-Центр в район расположения СевероСтавропольского ПХГ не только практически не поступает, но и имеет место обратный поток газа для газоснабжения потребителей Ставропольского края, Ростовской области. Краснодарского края и других районов. То есть, хранилище играет роль источника автономного газоснабжения региона. А этот факт требует совершенно иного подхода к определению необходимых объемов активного газа в хранилище.

Газотранспортная система юга России (территория деятельности ООО «Кав-казтрансгаз») включает в себя магистральные газопроводы и газопроводы-отводы, протяженность которых составляет 6900 км, 12 газокомпрессорных станций, состоящих из 19 компрессорных цехов с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 924,78 МВт, Северо-Ставропольского ПХГ, 299 газораспределительных станций (ГРС) на балансе ОАО «Газпром» и 32 ГРС на балансе сторонних организаций, 12 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС), объекты связи, электрохимической защиты и др.

В тектоническом плане хадумская залежь Северо-Ставропольского месторождения приурочена к двум поднятиям платформенного типа - СевероСтавропольскому и Пелагиадинскому, соединенным между собой неглубокой седловиной. Северо-Ставропольское простирается с юго-запада на северо-восток. В пределах контура газоносности по хадумской залежи размеры ее 33x18 км. Пелагиадин-ское поднятие ориентировано субширотно, его размеры в пределах контура газоносности хадумской залежи 16x11 км. Общая площадь газоносности составляет 590 км2, из которых 460 км2 приходится на Северо-Ставропольскую структуру, а 130 км2 относится к Пелагиадинской. Характерной особенностью указанных поднятий, являются широкие своды, пологие крылья (угол падения не превышает 1°30), большая площадь структуры, что указывает на незначительную деформацию пород осадочного чехла. Дизъюнктивных нарушений в пределах месторождения не установлено.

В разрезе хадумского горизонта выделяется пять типов пород: алевролиты, алевриты глинистые, алевролиты глинистые, алевролиты сильно глинистые и глины. Первые четыре типа пород представляют практическое значение и являются коллекторами для газа.

Хадумский горизонт представляет собой систему часто чередующихся друг с другом макро-, микропрослоев и линз алевритов и глин. Все породы хадумского горизонта, даже в пределах отдельных образцов керна, постепенно или резко переходят друг в друга. Хадумские отложения расчленяются на три основных литологиче-ских пачки I, II, III.

Первая пачка слагает кровлю хадумского горизонта и представлена глинами алевритистыми, темносерыми, плотными. Общая толщина I пачки составляет 10 м

на Северо-Ставропольской площади и до 15-17 м на Пелагиадинской. I пачка отделяется от нижележащей II - алевритовой прослоем глин плотных, слюдистых, местами вязких. Толщина прослоя в среднем колеблется от 3 до 5 м. II пачка - алевритовая является основным продуктивным горизонтом и во всех скважинах очень четко выделяется на каротажных диаграммах и по керновому материалу. Эта пачка представлена, в основном, алевритами серыми, с тонкими прослоями алевритистых глин до 0,5 см. Суммарная толщина II пачки в этом районе 35 - 37 м. В присводовой части поднятия II пачка является наиболее песчанистой и представлена только алевритами с небольшим количеством прослоев глин. Общая толщина этой пачки -10 -1 2 м.

Ниже II пачки залегает III пачка - переслаивания. Литологически она представлена переслаиванием алевритов, алевролитов, и алевритистых глин. Алевриты серые, глинистые, слабоуплотненные. Глины серые, алевритистые, плотные. В верхней части толщина прослоев алевритов, алевролитов и глин составляет 3 - 5 см, к подошве пачки количество и толщина алевритовых прослоев сокращается до 2 - 3 см и постепенно переходит в толщу ленточного переслаивания. Общая толщина III пачки колеблется от 45 до 90 м.

Общая толщина хадумских отложений на площади колеблется в пределах 68 -115 м и зависит, в основном, от степени размыва пород белоглинского горизонта, подстилающих хадумский горизонт.

Зеленая свита представлена в основном двумя частями. Нижняя часть, вмещающая продуктивный горизонт, представлена песками и алевролитами серыми и темносерыми с зеленоватым оттенком. Песчаники мелкозернистые, слабоглинистые, некарбонатные, слюдистые. Верхняя пачка зеленой свиты, перекрывающая песчанистые образования, представлена карбонатными глинами, темнозелеными мергелями с незначительными прослоями песчаника.

Литологические особенности коллектора обусловливают его слабую сцементи-рованность глинистым материалом, резкое снижение прочности при поступлении пластовой воды в ПЗП предопределяют основные осложнения, возникающие при эксплуатации скважин (образование песчано-глинистых пробок в стволах скважин).

Во второй главе рассмотрены особенности создания и эксплуатации СевероСтавропольского ПХГ.

В промышленную разработку месторождение введено в декабре 1956 г. За период 1956 - 1984 гг. из месторождения, с учетом потерь, отобрано 203,230 млрд м3 газа или 92,38 % от начальных запасов газа.

Впервые здесь применено центрально групповое расположение скважин в наиболее продуктивной зоне «сухого поля» Северо-Ставропольской площади. Это позволило обеспечить эффективную разработку залежи, которая осуществлялась практически при газовом режиме.

Создание хранилища в хадумском горизонте начато в 1984 г. Хранилище сразу начало работать в режимах закачки и отбора газа, используя скважины, газопромысловое оборудование и дожимные компрессорные станции, построенные при разработке залежи. С 1984 по 2004 гг. проведено 22 периода закачки и 21 период отбора газа.

Северо-Кавказский регион находится на южных границах единой системы газоснабжения РФ. Суточное потребление региона составляет в зимние месяцы 120 -150 млн м3 газа, в летние - 25 - 30 млн м3. Газ в регион поступает в основном из месторождений севера Тюменской области и Туркмении по газопроводам Макат-Северный Кавказ, Фролово-Изобильный, Новопсков-Аксай-Моздок. Сезонная неравномерность поставок газа в регион компенсируется отбором его из СевероСтавропольского подземного хранилища с активным объемом более 20 млрд м3.

В настоящее время закончено строительство газопровода Россия-Турция («Голубой поток»), пуск которого в эксплуатацию отразился на обеспечении региона газом как в весенне-летний период (закачка в ПХГ), так и в осенне-зимний (отбор газа

из ПХГ). Северо-Ставропольское подземное хранилище используется в том числе и для обеспечения гарантированных экспортных поставок газа в Турцию.

Отличительной особенностью ПХГ в хадумском горизонте является то, что оно создается в истощенной газовой залежи с большим газонасыщенным объемом. Большой газонасыщенный объем пласта позволяет создать крупное подземное хранилище газа при сравнительно низком пластовом давлении. Закачка газа в хранилище проводится непосредственно из магистрального газопровода без дополнительного компримирования газа, а отбор - с помощью дожимных компрессорных станций.

Это позволяет хранилищу выполнять многоцелевые функции. В настоящее время Северо-Ставропольское ПХГ в хадумском горизонте по состоянию обустройства находится на завершающем этапе своего развития.

Решение задачи совместной эффективной эксплуатации двух объектов хранения газа Северо-Ставропольского ПХГ, обладающих существенными геологическими и технологическими особенностями, позволяет решать задачи обеспечения надежности газоснабжения региона как в штатных, так и в экстремальных ситуациях. Анализ фактических данных показывает, что уже на сегодняшнем этапе развития хранилище обеспечивает в наиболее холодные месяцы до 80 % потребности в газе региона. При выводе же на проектные поазатели, хранилище сможет взять на себя автономное обеспечение газом региона в наиболее холодные месяцы.

Создание Северо-Ставропольское ПХГ в объекте с большим газонасыщенным объемом в хадумском горизонте является целесообразным, так как на него возложено выполнение многоцелевых функций, то есть не только функций регулирования сезонной неравномерности газопотребления одного региона. Одна из дополнительных функций, которую не может выполнить ни одно другое хранилище России, это создание в хранилище долгосрочного резерва, который может быть отобран из хранилища после периода отбора без дополнительной закачки газа.

Практика разработки залежи зеленой свиты показала, что в процессе её эксплуатации проявлялся активный упруго-водонапорный режим. Если начальный газонасыщенный объём составлял 178 млн м3, то к началу создания хранилища он составил 18,7 млн м\ то есть за исключением небольшого газонасыщенного объёма в центральной части структуры, остальной объём был обводнен.

На общем фоне расширения хранилища эксплуатация СС ПХГ осуществлялась при упруговодонапорном режиме, что подтверждается изменением газонасыщенного объёма (на 11 -17 %) и перемещением пластовых вод.

В конце периода отбора газа из ПХГ наблюдается появление пластовой воды в эксплуатационных скважинах, что приводит к интенсивному разрушению терригенно-го коллектора, износу промыслового оборудования, образованию песчано-глинистых и гидратных пробок. Это обусловливает проведение большого объема качественных водоизоляционных работ.

Анализ формирования газонасыщенного пространства пласта ПХГ показал, что создание газонасыщенных толщин во 2 пласте за исключением северной и восточной зон происходило недостаточно быстро. Особенно это было характерно для западной зоны. С целью более эффективного формирования газонасыщенного объема хранилища в его западной зоне с 1990 по 1996 г. осуществлялась подконтактная закачка газа, суть которой сводится к закачке газа в водонасыщенную часть разреза под текущий газоводяной контакт (ГВК).

Предполагалось, что подконтактная закачка будет способствовать наращиванию эффективных газонасыщенных толщин в зоне расположения эксплуатационно-нагнетательных скважин, обеспечит условия безводной эксплуатации скважин, создаст барьер на пути продвижения контурных вод, даст возможность более энергично осуществлять регулирование очертаний газонасыщенного объема.

Для подконтактной закачки были пробурены 34 нагнетательные скважины. Основной фонд, 25 нагнетательных скважин, располагался в западной части ПХГ и 9

скважин - в северо-восточной зоне. Интервал перфорации в нагнетательных скважинах предусматривал вскрытие нижней части второго пласта и второй пачки, в целом около 10 м.

Закачка в подконтактную зону была начата в 1990 г. и осуществлялась через 10 скважин. Было закачано в период закачки 12 цикла 78,5 млн м3 газа, в том числе в западную часть подконтактной зоны 72,5 млн м3.

Всего за время 1990 - 1993 гг., при общем объеме газа подконтактной закачки 814 млн м3, в ее западную часть было закачано 710 млн м3 газа. В связи с этим встал вопрос об анализе опыта подконтактной закачки и выборе стратегии действий в дальнейшем. Одним из главных опасений при решении проводить и далее подкон-тактную закачку газа было опасение 'возможности прорыва закачиваемого газа вверх, в результате гравитационного разделения фаз, и соединения с газом над ГВК, однако соответствующих расчетов сделано не было. Такие расчеты выполнены автором по теории Бакли-Леверетта с учетом гравитационных сил.

Поскольку вид зависимостей относительных фазовых проницаемостей для ПХГ в зеленой свите от водонасыщенности неизвестен, то в расчетах эти зависимости были приняты по Чэнь Чжун Сяну.

Для исходных данных, близких к характерным для ПХГ зеленая свита, получены следующие формулы для определения положений фронтов опускающейся воды и всплывающего газа:

где t- время от начала процесса в сут.

Результаты расчетов показывают, что закачиваемый под ГВК газ через 36 - 48 час профильтровывается в пространство над ГВК, в первый пласт. Этим подтверждается большая вероятность быстрого всплывания газа при подконтактной закачке.

Таким образом, рассматривая подконтактную закачку как промышленный эксперимент, можно сказать, что она возможно достигала бы своей цели - создания газонасыщенного пространства между текущим ГВК во втором пласте и его подошвой, если бы были осуществлены следующие условия.

В первом пласте (на кровле водонасыщенного второго пласта) было бы создано такое давление, чтобы результирующий градиент давления по вертикали был бы отрицателен или, по крайней мере, равен нулю. В этом случае всплывание газа, как минимум, не происходило бы, а при отрицательном градиенте движение газа (и воды) было бы направлено вниз. Такие условия благоприятны для подконтактной закачки газа и имеют место, когда давление в периодах закачки и отбора превышает равновесное. Именно в это время и следовало бы вести подконтактную закачку. К сожалению, однако, это невозможно, по причинам технологии закачки газа. В целом анализ результатов подконтактной закачки на СС ПХГ выявил целый ряд неучтенных при проектировании процессов, сопровождающих заполнение резервуара газом. И, прежде всего, это значительная неоднородность коллектора, способствующая неравномерному растеканию газа. Именно этот фактор стал определяющим при принятии решения об изменении технологической схемы закачки, в разработке которой активное участие принимал автор. Выполненные работы по зонированию резервуара на основе комплекса геолого-промысловых данных позволили начать внедрение системы зонных закачек и отборов.

Суть зонной закачки состоит в том, что вся площадь хранилища разбивается на 5 зон по очередности включения скважин в закачку (рис. 1). Группы скважин каждой зоны подключаются в закачку последовательно. Подключение следующей группы скважин осуществляется после закачки в скважины предыдущих групп расчетного объема газа.

2,-2,3./,

9,5

(1) (2)

Зонная схема закачки или отбора (СС ПХГ зеленой свиты)

«296

'»227 • 226

'0 352в^^1„п0349

ГЛ353 ^ 350

_____©23^

239 225

233- о0 23737" ^ О240 369 211 с,167с;241\«242 ©243

II353 / — оэи _____г

^в381035££7 с259с?6^26Уо"263в * •179„02 *203 © |^248 \ • 264 > ©382 _оТг / ® • ___®202 ®24Й*168213 ©267 •

/©356 357 358

плм О 299

038^362\0363 езШ

»273.о,о •17Л?25°

3^ 278^ :;27бС275 / ©273™ •""•250 ^214- Ж« "

&ГП277° ,,282 С323/ ^ ®272 ©271206 .169 ©204® ^15в1!90оЙ.269«

1Ш _ 5 ©ШЗ /г&4 285 ©219 287 ©170

^©384 ЗЬчО\г;зо2 365

ОЗОЗ О300

0246б © ©?28 38

.г. 298

304 • •

305

»297 »174

»311

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

- 228 скважина> нуждающаяся в проведении ремонта

или остановленная по другим причинам, • наблюдательная скважина,

•261 нагнетательная скважина на подконтактную закачку

Ш г 30? 309;

•177 ¿У.^б™З7183017-~' ©325 в31^28' ' „201330 „.о,,, ---4327-, - О »33 в332

0326 339 '

341 в335 ©3

^ ... '

\^Ъз40* 347 ©342о343 ©344

® Г"I

И .

,268 ©292

. Г 337

Рис. 1.

1 зона - центральная, включающая в себя большую часть скважин ГРП-1 и ГРП-2. Через скважины этой группы газ начинает поступать в самую пониженную часть общей депрессионной воронки ПХГ. Этим достигается уменьшение значений градиентов давления на ГВК на периферии хранилища и увеличивается длительность воздействия повышенных градиентов давления по вертикали в центральной части хранилища, что способствует понижению здесь ГВК. Уменьшение значений градиентов давления на ГВК на периферии имеет целью, если не максимально ослабить перемещение ГВК, то хотя бы сделать его оттеснение как можно более равномерным. Это тем более важно, что отношение подвижностей газа и воды намного превышает 50. Главная цель начала закачки в центральную часть ПХГ - сделать режим циклической эксплуатации хранилища более газовым, то есть уменьшить проявления напора пластовых вод. Другой путь сделать режим более газовым - увеличить объем закачек и отборов в цикле.

Закачка только в центральную з'ону продолжается до тех пор, пока это позволяют технические возможности Рождественской КС, то есть пока давление на выходе КС не вырастает до 7,7 + 7,8 МПа. Обычно это происходит, когда объем закачки достигает = 1,2 млрд м3.

Подвижность ГВК наиболее высока в южном направлении и здесь же расположено значительное число скважин ГРП-1 и ГРП-2. Поэтому естественным было в качестве II зоны выбрать зону, примыкающую к центральной с юга. Закачка газа в эту зону происходит через скважины, от фильтров которых ГВК уже оттеснен, и увеличивается безводный период эксплуатации обводняющихся скважин в отборе. Объем закачки в I + II зоны = 1,0 млрд м3 газа при повышении давления на КС до 8,0 - 8,1 МПа. Ill зона закачки (скважины ГРП-3) примыкает к I зоне с северо-запада. Эта зона подключается в закачку тогда, когда в нее уже поступило значительное количество газа из I зоны, поэтому нагнетание газа в скважины этой зоны лишь продолжает идущие здесь процессы накопления запасов газа и оттеснения ГВК Закачка газа в эту зону преследует цель не оттеснения ГВК, а лишь сдерживания внедряющейся воды. Объем закачки в I + II + III зоны = 0,8 млрд м3. Давление на выходе КС повышается до 8,2 - 8,3 МПа.

IV зона периферийная и закачка в нее начинается в предпоследнюю очередь с целью не вызвать дальнейшего понижения ГВК в восточном и северо-восточном направлении Общий объем закачки в I + II + III + IV зоны = 0,2 млрд м3. Ожидаемое давление на выходе КС 8,3 - 8,4 МПа.

V зона также периферийная и закачка в нее производится для сдерживания продвижения воды с западного направления и для обеспечения требуемых по плану объемов закачки. Закачка к концу сезона обычно осложняется из-за уменьшившейся разницы между пластовым давлением и давлением на выходе КС. Во все зоны, включая пятую, закачивается около 0,1 млрд м3 и общий объем закачки в хранилище достигает приблизительно 3,3 млрд м3.

В последних 5 циклах работы хранилища отборы, также как и закачки, осуществляются по схеме, когда в работу включается сначала группа центральных скважин, которая затем увеличивается или сокращается в соответствии с рекомендациями по очередности пуска скважин в эксплуатацию. Рекомендации разрабатываются на основе технико-экономического анализа эксплуатации скважин и предусматривают порядок подключения и отключения скважин разных ГРП, при увеличении или уменьшении суточного отбора газа из ПХГ, и диаметры штуцеров на скважинах.

Внимание к соотношению объемов активного и буферного газа является объяснимым с точки зрения ответа на вопрос: будет ли перемещение ГВК при увеличении активного объема газа настолько значительным, что это приведет к обводнению крайних скважин? Или, другими словами, до какого предела можно увеличивать объем активного газа без того, чтобы обводнение скважин произошло в течение периода отбора.

Ясно, что чем лучше коллекторские свойства пласта, к которому приурочены ПХГ и водонапорная система, тем больше будут объемы вторгающейся в ПХГ и оттесняемой из него воды во время цикла эксплуатации при одном и том же объеме активного газа. Применительно к ПХГ зеленая свита перемещение ГВК в зависимости от объема активного газа было оценено на основе балансовой модели без учета эффект растекания газа. Описание поведения водонапорной системы в балансовой модели осуществляется разными способами. При использовании аналитических решений это можно сделать:

а) на основе решения Ван Евердингена и Херста задачи о пуске укрупненной скважины с постоянным объемным дебитом в бесконечном пласте;

б) на основе решения Коутса задачи о пуске с постоянным объемным дебитом плоской скважины в кровле бесконечного пласта.

Поскольку ПХГ - зеленая свита на всей площади, хотя и подстилается подошвенной водой, но имеет отношение газонасыщенной толщины к размерам ПХГ в плане меньше 0,05, то, как указывает сам Коутс, в этом случае его решение и решение Ван Евердингена и Херста совпадают. Поэтому расчеты для описания водонапорной системы по первому способу были выполнены по «методике продвижения воды в газовую залежь, с учетом характерных особенностей водонапорного режима» (Закиров С.Н. и Лапук Б.Б., 1974), особенности которой применительно к ПХГ следующие.

ПХГ в начале циклической эксплуатации представляется газонасыщенным пористым цилиндром радиуса Ro, находящимся внутри укрупненной скважины радиуса R3. Кольцевое пространство между Ro и R, первоначально водонасыщенно. Ro выбрано из условия равновеликости поровых объемов внутри Ro и в пределах от Ro до R3. Для определения падения давления на стенке укрупненной скважины в любой момент времени после начала циклической эксплуатации, используется решение Ван Эвердингена и Херста для пуска скважины с постоянным объемным дебитом в бесконечном пласте в комбинации с принципом суперпозиции. Связь между расходом воды и давлениями на стенке укрупненной скважины и средним в газонасыщенной части ПХГ на фронте внедряющейся или оттесняемой воды описывается формулой Дюпюи. R(t) может быть как меньше, так и больше Ro.

Выполненные расчеты при исходных данных, близких к данным, характеризующим ПХГ в зеленой свите, показали, что перемещение ГВК, при сделанных допущениях, практически линейно зависит от активного объема газа.

Поэтому, учитывая этот вывод, можно уже более обоснованно прогнозировать перемещение ГВК при увеличении объема активного газа в ПХГ в зеленой свите до 5 млрд м3. Вместе с тем, несмотря на то, что ПХГ в зеленой свите создана в природной ловушке, следует еще оценить влияние на перемещение ГВК эффекта растекания газа и его угрозу существованию ПХГ.

В связи с осуществлением зонных закачек и отборов возникла необходимость расчета изменения таких показателей эксплуатации, как среднее пластовое давление в центральной зоне, расход утекающего из нее газа на периферию и притекающего обратно, время подключения новых скважин для расширения зоны.

Поэтому для изучения особенностей поведения среднего пластового давления в центральной зоне она моделировалась двумя способами: 1) в виде укрупненной скважины в круговом пласте с непроницаемой внешней границей (периферия моделировались кольцевой зоной); 2) в виде галереи, примыкающей к полосообразному ограниченному пласту с непроницаемой внешней границей, моделировавшему периферию.

В обоих случаях предполагалось, что давление в центральной зоне (в укрупненной скважине или галерее) одинаково во всех ее точках и может описываться уравнением материального баланса для газового режима. Давление в центральной зоне определялось накопленным оттоком газа из центральной зоны в периферийную

или наоборот. Перемещение ГВК не учитывалось. Поэтому все изложенное ниже справедливо для газового режима и приближенно для водонапорного.

Для первого случая накопленный отток был подсчитан по формуле, полученой Ван Эвердингеном и Херстом.

С использованием этой формулы в сочетании с принципом суперпозиции и уравнением материального баланса для центральной зоны выполнялись вычисления показателей эксплуатации с шагом в 1 сут. На каждом шаге последовательными приближениями устанавливалось такое распределение закачанного (отобранного) на временном шаге газа между центральной зоной и периферией, при котором повышение (понижение) среднего пластового давления в центральной зоне, определенного по методу материального баланса для газового режима, давало такой отток (приток) газа на периферию (с периферии), что оставшийся в центральной зоне объем газа в точности соответствовал повышению (понижению) давления в центральной зоне.

Во втором случае, когда отток газа в периферийную область и приток из нее в центральную зону были приняты происходящими при прямолинейно-параллельной фильтрации, накопленный отток подсчитывался по среднему давлению в периферийной зоне. Для подсчета среднего давления была использована формула из теории теплопроводности для нагревания пластины, измененная в соответствии с аналогией между теориями фильтрации газа и теплопроводности. Также как и в первом случае вычислительный процесс был осуществлен с шагом в 1 сут. При этом исходные данные подбирались так, чтобы сохранить равновеликость поровых объемов центральной и периферийной зон и площадь границы между ними во втором и первом случаях.

В третьей главе описан комплекс технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин на ПХГ.

Причинами, которые вызывают загрязнение ПЗП в процессе вскрытия продуктивного горизонта и цементирования эксплуатационной колонны, в общем случае, являются:

- закупорка пор пласта проникающими частицами твердой фазы рабочей жидкости;

- блокирование ПЗП фильтратом бурового и цементного растворов в результате действия капиллярных и адсорбционных сил;

- набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом;

- образование в призабойной зоне нерастворимых осадков в результате контакта бурового раствора и его фильтрата с пластовыми флюидами;

- выпадение нерастворимых карбонатов и сульфидов в поровых каналах при изменении температуры;

- изменение фазовой проницаемости для газа при вскрытии пласта растворами на нефтяной основе;

- разрушение ПЗП в результате гидродинамических и физико-химических процессов.

Снижение потенциально возможного дебита скважины зависит от глубины загрязненной зоны и степени снижения ее проницаемости. Работы по декольматации ПЗП в большинстве случаев не приводят к ощутимым положительным результатам. Целесообразнее максимально уменьшить кольматизацию в процессе строительства и ремонта скважин, проводя мероприятия по блокированию продуктивного пласта.

С целью исключения поглощения и снижения проницаемости при блокировании скважин с АНПД автором совместно с К.М. Тагировым, РА Гасумовым и другими исследователями разработана новая блокирующая жидкость (БЖ), представляющая собой пенную систему, приготовленную на основе незамерзающей пенообразующей жидкости (ПОЖ) с наполнителем - «Целлотон-Ф» (табл. 1).

Незамерзающая ПОЖ включает водный раствор хлорида кальция, лигносуль-фонатный реагент и углеводородную жидкость (газовый конденсат, дизельное топливо и т.д.).

Лигносульфонаты, образующие в воде коллоидные растворы, легко высаливаются хлоридом кальция. При этом образуются комплексные соединения, представляющие новую коллоидную фазу. В качестве лигносульфонатов могут быть использованы такие реагенты, как сульфит-спиртовая барда, конденсированная сульфит-спиртовая барда, феррохромлигносульфонат и др.

Добавление в систему дизельного топлива или газового конденсата ведет к образованию гидрофильной эмульсии. Наличие хлористого кальция позволяет расширить температурный диапазон применения БЖ до минус 30 °С.

Блокирование продуктивного пласта по предлагаемой технологии достигается созданием сводовых перемычек, что обеспечивается присутствием наполнителя «Целлотон-Ф», который, закупоривая микротрещины, уменьшает проникновение фильтрата в пласт, повышает устойчивость глинистых сланцев, склонных к набуханию и осыпанию и, следовательно, способствует сохранению коллекторских свойств. Механизм действия БЖ подобен принципу работы запорного клапана, действующего в одном направлении. Удаление реагента из пласта происходит после снятия давления за счет возникающей при этом депрессии пластового давления.

Блокирующий экран с использованием разработанного состава по результатам лабораторных исследований выдерживает более 32,0 МПа (рис. 2). Глубина проникновения блокирующей жидкости в керн в зависимости от проницаемости составляет от 0,1 до 1,3 см. Удаление состава проводят обратной прокачкой инертного газа при давлении 0,1 - 2,0 МПа, что в реальных условиях позволяет деблокировать состав из пласта без дополнительных химических обработок, хотя состав выбран из числа растворимых в щелочах соединений. Коэффициент восстановления проницаемости составляет 94 - 100 %. Состав рекомендован для применения на ПХГ и месторождениях с АНПД.

Таблица 1

Пенообразующие свойства незамерзающей ПОЖ с добавкой различных наполнителей

Парамет- Наполнитель

ры Без Мел Силикат Резино- Торф «Целлотон-Ф»

пены напол- кальция вая

нителя крошка

Кратность и 19 1.75 1,75 1,75 2.25

1,7 1,8 1,7 1,65 1,7 1,9

Устойчи- 1728 1920 2009 1571 2009 3560

вость, 2400 3100 3323 2009 2541 3320

с/см3

Примечание: в числителе в составе незамерзающей ПОЖ - газоконденсат, в знаменателе - дизельное топливо; содержание наполнителя во всех экспериментах - 2 %.

Пенная система с наполнителем «Целлотон-Ф» гарантирует временное блокирование пласта на период проведения ремонтных работ, устойчива к воздействию пластовых флюидов, легко удаляется из пласта при низких депрессиях без изменения его проницаемости.

Автором разработан новый способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону блокирующего агента, например, устойчивой пены на основе незамерзающей ПОЖ. Продавку пены осуществляют при ламинарном режиме.

После выдержки устойчивой пены в призабойной зоне в течение 6 - 8ч, до формирования стабильной структуры, производят ступенчатый постепенный переход на рабочую жидкость.

Недостаточная эффективность применения существующих составов и технологий для селективной водоизоляции обусловлена их высокими фильтрационными показателями, низкой прочностью и слабой водоизолирующей способностью экранов. Поэтому совершенствование свойств водоизолирующих составов на данный момент является актуальной задачей.

Зависимость блокирующей способности незамерзающей ПОЖ с «Целлотон-Ф» от количества наполнителя

12 3 4 5 6 7

Количество наполнителя, */•

Рис. 2.

В основе технологии применения силикатных растворов для ограничения водо-притоков лежит способность силиката натрия взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием:

- водонерастворимых осадков СаЙ/Оз, МдЭЮз, Мд(ОН)г, Са(ОН)г,

- гелеобразных систем в кислой среде.

В случае применения осадкообразующих составов эффект изоляции объясняется закупориванием (кольматацией) порового пространства нерастворимыми осадками, образующимися в процессе взаимодействия силикатного раствора с ионами металлов, находящимися в пластовой воде (табл. 2). Для скважин с низкой минерализацией пластовых вод прочность изолирующего экрана очень низкая. Повышение прочности изолирующего состава решается дополнительным введением в состав солей и полимеров.

Полимеры способствуют повышению прочности за счет образования межмолекулярных связей между стенками пор и поверхностью осадков. Скорость реакций со-леобразования сравнительно высокая и замедлять ее введением дополнительных реагентов достаточно сложно. Поэтому, чтобы обеспечить возможность закачки в пласт запланированного объема изолирующего раствора перед нагнетанием силикатного раствора, рекомендуется закачать небольшой объем буферной воды.

Количество и концентрация используемых реагентов зависит от конкретных геолого-физических условий, но в общем виде сущность предлагаемой технологии можно выразить следующим образом: раствор соли => вода => раствор силиката+полимер =>вода => раствор соли.

Это позволяет нагнетаемому силикатному раствору достичь в некоагулирован-ном состоянии заданной глубины проникновения в пласт. Затем, вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закачанного солевого раствора в процессе фильтрации и рассеивания в пористой среде, они взаимодействуют с раствором силикатов натрия с образованием осадков.

Таблица 2

Исследование изолирующей способности состава на основе кремнезоля отсодержания Si02

№ образца Содержание Si02, масс % Проницаемость, /СЮ"12 м2 Градиент давления начала фильтрации, МПа Эффективность, % [(КГК2)/К,]° 100

ДО изоляции после изоляции ДО ИЗОЛЯЦИИ после 130ЛЯЦИИ

1 5 4,06027 0,4180 0,03 0,31 98,97

0,6192 98,48

0,5701 98,60

2 10 3,39283 0,0018 0,04 4,62 99,95

0,0019 99,94

0,0022 99,94

3 15 3,05773 0,0011 0,03 6,15 99,96

0,0012 99,96

0,0014 99,95

4 30 3,81040 0,0011 0,03 6,92 99,97

0,0012 99,97

0,0010 99,98

При разбавлении кремнезоля водой в соотношении 1:2 высокая изолирующая способность сохраняется, это повышает экономичность состава при его практическом использовании.

В результате проведенных исследований по изучению влияния полиакрилами-да (ПАА) на повышение прочности изолирующего состава на основе кремнезоля установлено, что оптимальной концентрацией ПАА в составе можно считать 0,01 - 0,05 масс. % (табл. 3). При дальнейшем повышении концентрации ПАА прочность изолирующего состава остается неизменной. Кроме того, в этом случае значительно повышается вязкость раствора, что исключает возможность закачать в пласт запланированный объем изолирующего раствора.

При разработке предлагаемого состава применяли силикатсодержащие композиции - кремнезоли и полисиликаты. Из числа высокомолекулярных водорастворимых полимеров можно использовать КМЦ (ТУ 6-55-39-90, 6-55-40-90), а также импортные Tilosa (Германия) и Gabrosa (Голландия), поливиниловый спирт (ПВС) марки Т (ТУ 6-05-05-85), ПАА марки Кет-Pa S и Poli- Kem-D (США, фирма Кет- тюп, Ink).

Для проведения изоляции подошвенных водопритоков автором данной диссертационной работы совместно с Р.А. Гасумовым, СБ. Бекетовым, Т.Ш. Вагиной и Е.П. Серебряковым создана технология ремонтно-изоляционных работ, включающая: блокирование продуктивного пласта жидкостью с наполнителем, не загрязняющим пласт; изоляцию водоносного пласта тампонажным раствором с низкой водоотдачей; освоение скважины.

Технологический процесс осуществляется следующим образом.

В скважину закачивается буферная жидкость (техническая вода) в объеме, необходимом для продавливания в пласт газа, находящегося в скважине. При этом избыточное давление на устье скважины снижается до нуля.

Таблица 3

Исследование изолирующей способности состава на основе кремнезоля от содержания ПАА

№ Содер- Проницаемость, Давление Эффектив-

образца жание к°ю -и м2 начала фильтрации, ность,

ПАА, МЛа %

масс %

ДО после ДО после кк-кяъг

изоляции изоляции изоляции изоляции 100

1 0,001 3,6693 0,0035 0,0045 0,8 99,91

0,0029 99,92

2 0,01 3,4162 0,0008 0,0045 1.6 99,98

0,0007 99,98

0,0006 99,98

3 3,0960 0,0003 0,0045 2,7 99,96

0,0003 99,96

4 3,9628 0,0002 0,0045 2,8 100,00

0,0002 100,00

0,0002 99,99

Чтобы обеспечить прсдавку БЖ только в продуктивный пласт, башмак НКТ устанавливается на уровне подошвы газоносного пласта. Далее в трубное пространство НКТ закачивается БЖ. Величина давления продавки выбирается с таким расчетом, чтобы давление на продуктивный пласт было выше пластового давления и ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны.

После продавки БЖ в пласт НКТ опускаются до подошвы водоносного пласта (до забоя), затем производится закачка тампонажного раствора и его продавливание в водоносный горизонт. При этом давление в процессе продавки тампонажного раствора должно быть меньше, чем при продавке БЖ.

Соблюдение данного условия позволяет предотвратить проникновение тампо-нажной жидкости в продуктивный пласт и обеспечить равномерное его распределение в водоносном горизонте. В результате этого газоносный пласт блокируется с помощью БЖ, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором. При этом обеспечивается сохранение коллекторских свойств газоносного пласта и надежная изоляция притока пластовых вод в условиях АНПД.

Форсированное знакопеременное нагружение коллектора, характерное для работы скважин ПХГ, приводит к разрушению призабойных зон. В результате ухудшаются эксплуатационные характеристики скважин из-за образования песчано-глинистых пробок в стволе скважины, наблюдаются заколонные водоперетоки.

Состав тампонажного раствора для создания искусственной ПЗП включает прямую углеводородную эмульсию (Э) и тампонажный портландцемент ПЦХ (Ц) в соотношении Э/Ц равном от 0,9 до 1,4. Прямая углеводородная эмульсия включает в себя дизельное топливо - до 30 %; воду - до 70 %; эмульгатор - ПВС - 0,1 -0,2 % (или СДБ - до 0,3 %). При увеличении в составе содержания эмульсии уменьшается плотность раствора с 1350 до 1200 кг/м3 и увеличивается фазовая проницаемость (по газу в результате лабораторных исследований) композиции до 300 - 850 мкм2.

При создании искусственной ПЗП предусмотрен следующий комплекс операций (рис. 3):

Схема создания искусственной призабойной зоны

Рис. 3.

1. Закачка расчетного объема тампонажного раствора в колонну НКТ освоенной скважины.

2. Продавка тампонажного раствора по колонне НКТ продавочной жидкостью в объеме, достаточном для создания высоты столба раствора, эквивалентного статическому давлению в НКТ, равному пластовому.

3. Глушение скважины порционной закачкой продавочной жидкости в кольцевое пространство с последовательным снижением давления в затрубном пространстве.

4. Долив скважины в трубном и затрубном пространстве до устья.

5. Задавка тампонажного раствора в зону разрушения.

6. Вымыв излишков тампонажного раствора из фильтровой части скважины.

7. ОЗЦ

Расчет параметров глушения сводился к оценке количества тампонажного раствора, остающегося в кольцевом пространстве после закачивания каждой порции технической воды, по формуле:

к,-Р., г,г +р _р

„ „ + с о + ГтЛ+ГЫ (3)

где - объем кольцевого пространства в скважине; - давление газа в кольцевом пространстве до начала закачивания порции воды; V — объем тампонажного раствора, остающийся в кольцевом пространстве после закачивания каждой порции технической воды; ртр - плотность тампонажного раствора; Й«.,, - площадь сечения кольцевого пространства; 5иет - площадь сечения канала НКТ; Рбуф - гидростатическое давление столба буферной жидкости в НКТ; Рпрод. - гидростатическое давление столба продавочной жидкости в НКТ; Рразр - устьевое давление разряжения в НКТ. Далее рассчитывают высоты столбов технологических жидкостей в НКТ и кольцевом

пространстве после завершения последующего выпуска газа, при этом учитывается наличие оставшегося в НКТ тампонажного раствора, высотой до 100 м. При продувке газа через композицию искусственной ПЗП в ней формируются фильтрационные каналы.

Автором совместно с Р.А. Гасумовым, Т.А. Липчанской и др. в результате проведенных лабораторных исследований разработаны составы стабильных соляно-кислотных и глинокислотных пеноэмульсий, которые позволяют эффективно провести интенсификацию притока эксплуатационных скважин ПХГ.

Разработанные составы включают минерализованный кислотный раствор ПАВ (лигносульфонат) и углеводород (газоконденсат, дизтопливо). Состав кислотного раствора подбирается с учетом конкретных пластовых условий и может включать соляную, сульфаминовую, плавиковую и другие кислоты или их смеси и ингибитор коррозии. Лигносульфонаты - дешевые, доступные реагенты, широко применяемые в нефтяной и газовой промышленности. Некоторые результаты исследований пено-образующих свойств кислотных пеноэмульсий представлены в табл. 4.

Таблица 4

Пенообразующие свойства кислотных пеноэмульсий

Состав ПОЖ Кратность Стабильность, с/см3

Соляная кислота Лигносульфонат Углеводород 2,25 1080

Соляная кислота Лигносульфонат Углеводород Калий хлористый 2,6 864

Соляная кислота Лигносульфонат Углеводород Аммоний хлористый 2.7 1080

Соляная кислота Лигносульфонат Углеводород Аммоний хлористый 2,55 1080

Данные пеноэмульсии обладают высокими пенообразующими свойствами: стабильность достигает 1080 с/см3 и выше. Разработанные составы испытывались на коррозионную активность. Исследования коррозионной активности рабочих составов проводились на образцах стали марки К С и Д. При проведении коррозионных испытаний использовался гравиметрический метод определения скорости коррозии металлов.

Значения коррозионной активности солянокислотных растворов приемлемы даже без ингибитора коррозии. Добавка ингибитора коррозии (уротропина) снижает коррозионную активность среды в среднем в два раза. Кислотные пеноэмульсии при исследуемых температурах имеют удовлетворительную коррозионную активность, но ее величина значительно выше, чем в случае кислотных растворов, что, по-видимому, тем и объясняется, что в пеноэмульсионной системе много кислорода.

Таким образом, разработаны составы устойчивых кислотных пеноэмульсий, использование которых позволило не только предотвратить разрушение цементного камня и снижение проницаемости ПЗП, но и обеспечить одновременную очистку приствольной зоны от остатков бурового раствора и других кольматантов.

Для защиты скважин от проникновения в них продуктов разрушения (песка) наибольший эффект дает установка гравийных фильтров, которые весьма успешно

работают в добывающих скважинах. Однако в скважинах ПХГ такие фильтры быстро разрушаются, например, при закачке газа, или кольматируются (закупориваются) глинистой и мелкодисперсной составляющей скелета пласта.

Пескование скважины можно предотвратить, если слабосцементированную породу предварительно удалить в радиусе действия разрушающих градиентов давления. Чем менее устойчива порода, тем больше зона разрушения. Если предварительно в ПЗП создать каверну таких размеров, то пескования скважины можно избежать без применения фильтра. Однако для этого требуется достаточно прочная покрышка пласта.

Если по геолого-техническим причинам каверна может быть создана меньших размеров, то в ней устанавливается гравийный фильтр.

Основным требованием к гранулометрическому составу гравийной обсыпки является вполне определенное отношение эффективного размера гравия к среднему диаметру частиц пластового песка. Обычно это отношение принимается равным 2 -3 (для неплотной упаковки). Для мелкозернистого песка потребуется соответствующий ему мелкозернистый гравийный материал. Поскольку арочные структуры при циклической эксплуатации разрушаются, то размер щелей фильтра должен быть меньше диаметра гравия. Такой фильтр-каркас с узкими щелями легко кольматиру-ется и разрушается. Кроме того, мелкозернистый гравий при закачке газа может легко проникать в пласт, оставляя фильтр-каркас без обсыпки.

Следовательно, для удержания мелкого песка целесообразно применять смешанный состав гравийной обсыпки.

Рациональному распределению фракций удовлетворяет условие постоянства наклона линии градиента давления дгаб Р по радиусу обсыпки г.

Для случая послойного распределения гравийного материала найдено выражение необходимого числа слоев /V;

ьЛ

N --=-(4)

1п Г) 1пг)

где г. - радиус каверны; гф —радиус фильтра; т| - коэффициент межслойности (для неплотной упаковки т) =2...3); 0ли> — эквивалентный диаметр частиц гравия, превышающий размер щелей каркаса-фильтра на 10 %.

Толщина Д* каждого такого слоя выражается равенством:

Т| —11

V • (5)

V 1 )

Моделирование процесса намыва гравийной обсыпки на прозрачной модели сскважины» с применением элементов щелевых фильтров с достаточно большим размером щелей (1,5 мм) позволило обнаружить дополнительные факторы, вызывающие их временную кольматацию. При прокачке водно-гравийной пульпы с размером частиц 0,14 - 0,63 мм на каждом из фильтров четко образовывались арочные наросты - слои из крупнозернистых гравийных частиц, окруженных по внешнему контуру мелкими частицами. Важно отметить, что после остановки циркуляции эти слои опадали, обнажая полностью или частично щели фильтра. Поскольку эти слои существуют лишь при движении жидкости, мы их условно назвали динамическими гравийными слоями.

Природа возникновения динамических слоев, очевидно, связана с интенсивностью и направлением фильтрационных потоков, увлекающих твердые частицы. Следовательно, управляя этими потоками и подавая в скважину порции гравия заданного размера, можно осуществлять послойное фракционирование гравийной обсыпки в процессе её намыва.

С целью выявления условий удержания на фильтре и на стенке каверны динамических слоев данного гранулометрического состава и заданной толщины составлена расчетная схема и теоретически определены величины действующих сил. Условием удержания слоев является:

(6)

где -сила потока жидкости; Рд - сила тяжести, действующая на динамический слой:

р8 = лёЧ(гл - Гф Хрп -рЛ1-П) (7)

где га - радиус обсыпки по динамическому слою; Ьф - длина фильтра; П - пористость гравийного слоя.

гдегс- радиус скважины; Ог- расход жидкости мимо верхнего фильтра; Х - коэффициент гидравлического сопротивления; Рф-сила трения.

(9)

гдеДР- перепад давления на динамическом слое, ^- коэффициент трения мокрого песка по стали или по горной породе.

Расход жидкости через нижний фильтр при данной производительности О водоподающего насоса вычисляется по формуле:

=-^-. (10)

Ьф,

Ьф2 1П —

Здесь индекс^* 1 и 2 относятся к верхнему и нижнему фильтрам, соответственно.

Численный анализ показывает, что достаточно весьма незначительного перепада давления на фильтрах (менее 0,1 МПа), чтобы удержать динамические слои толщиной до одного-двух десятков сантиметров. При этом требуется производительность насоса (4 - 5) 1 0- 3 м3/с.

На основе полученных решений разработана технология создания полифракционного гравийного массива. Особенностью данной технологии являются следующие моменты:

- расширение ствола скважины до требуемого или технически рационального радиуса;

спуск каркас-фильтра с разъединителем. В относительно устойчивых породах проводится кратковременное освоение скважины на форсированном режиме по затрубному пространству. Это обеспечивает качественную очистку ПЗП;

закачка песчано-гравийной смеси с продавкой её в пласт. Так формируется экран для гравийной обсыпки при последующей работе скважины в режиме закачки;

- закачка по схеме обратной циркуляции порции крупнозернистого гравия для формирования динамических слоев на фильтр-каркасе, а затем основного состава песчано-гравийной смеси до перекрытия контрольного фильтра;

- устанавка пакера. Проведение кратковременной двух-трехцикловой закачк-отбора жидкости-песконосителя, для формирования естественной гравийной обсыпки.

Для образования обширной каверны использованы принципиально новые инструменты, разработанные в ОАО «СевКавНИПИгаз»: гидромеханический расширитель, кольцевой монитор.

Данная технология и инструмент использованы в ходе капитального ремонта скв. 122, 131 Песчано-Уметского ПХГ ООО «Югтрансгаз» с целью предотвращения выноса песка, а так же при бурении газодобывающих скв. 170, 171, 172, 174 и 173 Петровско-Благодарненского месторождения 00 0 «Кавказтрансгаз» с целью многократного увеличения дебита.

Созданный таким образом для мелкозернистого пластового песка экран позволил существенно увеличить депрессию на пласт и вместе с тем увеличить дебит скважины в среднем в 5 раз.

В условиях СС ПХГ в хадумском горизонте и зеленой свите проведено внедрение разработанных технологий по временному блокированию продуктивного пласта, водоизоляции и созданию искусственной призабойной зоны в газовых скважинах. Экономический эффект от внедрения указанных технологий в газовых скважинах Северо-Ставропольского ПХГ за период 1998 - 2004 гг. составил более 70 млн руб.

Данный комплекс технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин может найти успешное применение на газовых месторождениях и ПХГ, характеризующихся низкими пластовыми давлениями.

Четвертая глава посвящена современному состоянию экологической безопасности Северо-Ставропольского ПХГ.

Одной из задач представляемой работы является анализ современного состояния компонентов природной среды с точки зрения воздействия на них технологических объектов СС ПХГ, выявление, оценка и прогноз этих воздействий, а также обоснование системы производственно-экологического мониторинга (ПЭМ).

Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) СС ПХГ в соответствии с законом «Об экологической экспертизе» осуществляется для всех объектов хозяйственной деятельности на стадиях обоснований инвестиций, технико-экономических обоснований и/или проектов. При этом оценке воздействия подлежат как строящиеся, так и реконструируемые и ликвидируемые предприятия.

Целью данных исследований в области экологии является определение масштаба негативного воздействия СС ПХГ на окружающую среду, прогноз отдельных последствий и, на основе этого, обоснование системы мониторинга за значимым негативным воздействием.

В качестве уровней отсчета, в отличие от строящихся объектов, принимаются характеристики условно «чистых» участков территории, на которой влияние СС ПХГ минимально.

Осложняющим моментом исследований, уже при прогнозировании негативных последствий, становится отсутствие показателей, характеризующих устойчивость экосистем к воздействиям технологических объектов. В связи с этим чрезвычайно актуальной задачей оказалось определение критических нагрузок для экосистем территории.

Основное внимание было уделено натурным наблюдениям, позволяющим определить влияние ПХГ на качество атмосферного воздуха в приземном слое.

Основными видами воздействие СС ПХГ на окружающую среду являются: выбросы в атмосферу углеводородов, оксидов азота и углерода от компрессорных станций, эмиссия метана с территории газохранилища, нарушение почвенного покрова в процессе бурения и обустройства скважин, возможное загрязнение почв буровыми растворами и выбросами в атмосферу, поступление загрязняющих веществ в поверхностные и грунтовые воды за счет смыва с территории ПХГ, сбросов с компрессорных станций и при авариях на скважинах.

Уровень загрязнения атмосферы на большей части территории газохранилища не превышает установленных нормативов. Объекты ПХГ, работающие в безаварийном режиме, существенного влияния на загрязнение атмосферного воздуха не ока-

зывают. Максимальные концентрации загрязняющих веществ (до 1 -1,2 ПДК) отмечены вблизи населенных пунктов и автодорог, которые являются основными загрязнителями атмосферы.

Эмиссия метана в атмосферу с территории горного отвода СС ПХГ составляет 132 т/год. Районы повышенной эмиссии метана связаны с зонами сильной разбу-ренности чокракской газоносной залежи и с выходами на поверхность средне-сарматского водоносного горизонта. Локальные очаги эмиссии метана приурочены к площадкам эксплуатационно-нагнетательных скважин. В почво-грунтовой толще в результате бактериального окисления, процессов сорбции и растворения поглощается 334 т/год метана.

Снеговая и литохимическая съемки на территории горного отвода СС ПХГ не выявили существенного загрязнения почвенного покрова. Незначительные аномалии цинка, меди и молибдена выделены у населенных пунктов.

В процессе рекультивации нарушенных при бурении земель практически у всех скважин верхний почвенный горизонт восстановлен не на полную мощность. На рекультивированных участках свойства переотложенного пахотного горизонта в основном соответствуют свойствам пахотного горизонта ненарушенных почв. Под переотложенным пахотным горизонтом формируется специфический техногенный слой, обладающий неблагоприятными физическими и химическими свойствами. Однако урожайность выращиваемых культур на рекультивированных и ненарушенных землях существенно не отличается.

Поверхностные и фунтовые воды рассматриваемого района загрязнены нефтепродуктами - 3 - 4 ПДК, фенолами - 5 - 24 ПДК, диэтиленгликолем - 2 - 3 ПДК, Fe, Zn, Си, Pb - 1-20 ПДК. Загрязнение вод диэтиленгликолем обусловлено деятельностью ПХГ. Загрязнение нефтепродуктами, фенолами, железом и тяжелыми металлами связано с воздействием ПХГ и населенных пунктов.

Разработана и реализуется система производственно-экологического мониторинга СС ПХГ, включающая подсистему контроля источников воздействия на природную среду, подсистему мониторинга состояния природной среды и подсистему подземного технологического контроля. Первая подсистема состоит из блока характеристик источников выбросов компрессорных станций и блока контроля состояния скважин, ГРП и других объектов. Вторая - из блоков мониторинга загрязнения атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод. Третья включает блок контроля за герметичностью ПХГ и блок контроля за процессами в пластах-коллекторах газа.

Результаты работы использованы при эксплуатации СС ПХГ в хадумском горизонте и зеленой свите, разработке системы экологического, геолого-промыслового контроля за эксплуатацией СС ПХГ, оптимизации технологических режимов ПХГ.

В пятой главе приведена методология повышения надежности и безопасности эксплуатации ПХГ.

Скважина является сложным инженерным сооружением, позволяющим получить взаимосвязь с недрами и испытывающим значительные нагрузки. Она является потенциальным источником экологической опасности. Поэтому особенно для ПХГ остро встает вопрос разработки метода выбора рациональной плотности скважин, позволяющей при минимальном количестве скважин добиться выполнения технологического режима эксплуатации ПХГ.

В связи с увеличением количества эксплуатационных скважин на СевероСтавропольском ПХГ в хадумском горизонте до 648 и необходимости бурения дублеров старого, находящегося в эксплуатации еще со времени разработки месторождения, фонда скважин, рассмотрены различные варианты сетки скважин в районе планируемого размещения нового ГРП-14. Район размещения скважин был рекомендован автором в центральной высокопродуктивной части хранилища, где была еще относительно свободная площадь для размещения скважин, с учетом ситуации на местности. Рассмотрено несколько вариантов - с размещением 24, 30, 35, 40, 45 и 50 скважин. Для проведения газогидродинамических расчетов использованы усо-

вершенствованная многозонная математическая модель и геолого-промысловая двумерная модель пласта с использованием неравномерной сетки в цилиндрических координатах. При расчетах было принято для всех вариантов, что общее количество газа в пласте на начало отбора составляет 66 млрд. м3, в первые три декады периода отбора суточный отбор составляет 60 млн. м3, начиная с четвертой декады максимальный суточный отбор составляет 125 млн. м3 и его величина в последующее время определяется возможностями хранилища, при минимальном абсолютном давлении на приеме ДКС 1,1 МПа. Коэффициенты фильтрационного сопротивления для скважин большого диаметра приняты равными коэффициентам сопротивления скважин диаметром 219 мм, которые были в этой зоне хранилища при разработке месторождения.

Оптимальное количество скважин в районе ГРП-14 с учетом взаимодействия этой зоны с соседними определяется из условия

(11)

где О, - отбор газа из ¡-го ГРП с учетом взаимодействия между зонами геолого-промысловой модели, млн. м 3; N0^ - оптимальное количество эксплуатационных скважин в зоне планируемого ГРП, равное

Молт = N + АЫ, (12)

где N - количество эксплуатационных скважин в зоне планируемого ГРП; ДЫ -дополнительное количество скважин с учетом некачественного строительства скважин и вскрытия продуктивного пласта.

Учитывая результаты расчетов и сложности со строительством скважин большого диаметра в условиях аномально низких пластовых давлений, оптимальным является вариант с бурением 35 скважин в зоне ГРП-14.

Для повышения надежности и безопасности эксплуатации ПХГ весьма важным является оптимизация предельных режимов работы подземногохранилища. Результатом оптимизации является согласование промысловой и компрессорной частей хранилища, что позволяет минимизировать количество работающих газоперекачивающих агрегатов и уменьшить выбросы вредных веществ в атмосферу. Оптимизация производится на основе ежегодного прогнозирования совместной работы промысловой части ПХГ и ДКС-1 и 2, имеющих разные типы газоперекачивающих агрегатов (ГПА-Ц-16 и ГПА-Ц-6,3 соответственно) с учётом пропускной способности магистрального газопровода.

Теоретические расчёты по оптимизации режима работы ПХГ возможно выполнить только отдельно для промысловой части и для ГПА каждой ступени комприми-рования газа, а этого недостаточно для определения взаимного влияния параметров работы объектов промысловой и компрессорной части, даже при постоянном режиме, а тем более при изменениях в режиме. В связи с этим возникла необходимость разработки методики прогнозирования совместной работы для промысловой и компрессорной частей ПХГ на основе накопленных статистических данных и опыта эксплуатации, позволяющих определить приемлемый вариант.

Для решения этой задачи сделан анализ оперативной информации о работе компрессорных станций ПХГ за 1998 - 2001 гг., на основе которого выделены основные параметры, характеризующие возможные режимы работы ПХГ с допустимой погрешностью. Анализ показывает, что при увеличении отбора газа из ПХГ первым параметром, достигающим предельного значения, является степень сжатия второй ступени ДКС-1, которая находится в прямой зависимости от давления на выходе ГРП (Р,ы«грп). давления в магистральном газопроводе и температуры транспортируемого газа. В результате прогнозирование режима работы ПХГ сводится к определению суточной производительности в зависимости от давления на выходе ГРП (то есть на входе ДКС) и рабочего давления в магистральном газопроводе, задавав-

, 14

{ £вг

тах,

мого диспетчерской службой из условия обеспечения режима работы магистрального газопровода.

По фактическим параметрам построена зависимость суммарной суточной производительности дожимных компрессорных станций - О сут пхгхад от давления на входе ДКС (Р«хд<с), для всех возможных давлений на выходе ДКС - Р,ыхдкс с линиями ограничения по максимальной и минимальной степени сжатия. Полученная зависимость проверяется и уточняется в каждом сезоне отбора газа и используется совместно с графиком возможных суточных отборов газа из ПХГ в зависимости от давлений РфП при разных пластовых давлениях в зоне закачки-отбора. Это позволяет с достаточной точностью оперативно прогнозировать изменение основных параметров работы объектов ПХГ. Для удобства пользования и наглядности выполнен совмещённый график, где одна зависимость накладывается на другую.

Таким образом, методика, использующая наработанную статистику и учитывающая опыт совместной эксплуатации ДКС и промысловой частей, позволяет получить достоверные результаты прогнозирования предельных режимов работы СС ПХГ.

Автором совместно с Б В Будзуляком, С А. Егурцовым разработан новый подход к обеспечению надежной и экологически безопасной эксплуатации технологических объектов ПХГ на основе создания и внедрения системы диагностики. Новизной предлагаемого методологического подхода к обеспечению надежности и экологической безопасности функционирования технологических объектов ПХГ является перевод системы их технического обслуживания и ремонта от традиционной (регламентной, планово-профилактической) к новой ресурсосберегающей системе обслуживания и ремонта "по техническому состоянию", при которой объем и начало проведения ремонтно-профилактических мероприятий определяется с учетом фактического технического состояния технических устройств, оборудования и сооружений, установленного посредством технического диагностирования

Диагностика в настоящее время становится центральным звеном в обеспечении надежности функционирования ЕСГ (в том числе и технологических объектов ПХГ), важнейшим фактором, определяющим стабильность и безопасность обеспечения потребителей природным газом.

Основными целями создаваемой системы диагностического обслуживания объектов ПХГ являются:

. обеспечение защищенности жизненно важных интересов личности и ОАО "Газпром" от аварий на технологических объектах ПХГ и последствий указанных аварий, посредством предупреждения аварийного выхода из строя технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ;

. обеспечение безопасности и эффективности работы технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ;

• увеличение сроков эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений ПХГ, посредством обоснованного продления срока их безопасной эксплуатации,

. оптимизация управления (на базе диагностической информации) обслуживанием и ремонтом технических устройств, оборудования и сооружений по "фактическому техническому состоянию";

• прогнозирование технического состояния устройств, оборудования и сооружений и выработка обоснованных рекомендаций по их дальнейшей эксплуатации;

• снижение эксплуатационных затрат;

• унификация и внедрение информационного, методического и метрологического обеспечения системы экспертизы промышленной безопасности и диагностирования в ОАО "Газпром".

Принципиально система диагностирования технологического оборудования и трубопроводов ПХГ в пространственном и временном отношении должна охватывать все стадии их жизненного цикла (проектирование, строительство, эксплуатация,

реновация) и все звенья технологического процесса хранения газа: скважина - фонтанная арматура - технологическая обвязка кустов скважин - шлейфы - технологическое оборудование установок подготовки газа, КС и СОГ - газопроводы подключения к магистрали, а также часть природной среды в зоне взаимодействия с инженерными сооружениями, то есть включать подсистему мониторинга состояния территорий подземных хранилищ газа.

В принципиальной схеме комплексной диагностики и принятия решения об эксплуатации объектов ПХГ выделены три основных уровня, необходимых для анализа состояния объектов ПХГ, - это системы базы знаний и обследований; технические методы и реализующие их средства; система принятия решений по результатам диагностирования.

Предлагаемая принципиальная организационная структура системы диагностического обслуживания технологического оборудования и трубопроводов ПХГ включает в себя:

• методическое обеспечение;

• приборно-аппаратное обеспечение;

• единую базу данных;

• контроль качества;

• планирование работ;

• контроль и координацию выполнения работ (диспетчеризацию);

• кадровое обеспечение;

• ремонтно-восстановительные работы (РВР).

Для снижения стоимости диагностических работ и в то же время 100 % охвата всех технологических трубопроводов и оборудования ГПО ПХГ предполагается реализовать следующую схему обследования, состоящую из 4-х этапов.

1 этап - проведение базового диагностического обследования - "нулевого отсчета", являющегося базой для проведения дальнейших диагностических работ;

2 этап - периодические диагностические обследования оборудования и трубопроводов, оценка технического состояния, выдача рекомендаций по срокам проведения ремонтов;

3 этап - расширенные диагностические обследования. Объем и объекты расширенных диагностических обследований определяются по результатам 1-го и 2-го этапов. По результатам расширенных обследований определяется объем ремонт-но-восстановительных работ.

4 этап - проведение ремонтно-восстановительных работ, обеспечивающих расчетный режим эксплуатации и выдача заключения о возможных режимах эксплуатации оборудования.

1-й и 2-й этапы проводятся для всего оборудования. При этом объемы диагностических обследований невелики и большая часть работ выполняется специалистами 1-го уровня по системе сертификации НК и ТД.

Весьма важным при подземном хранении газа не только с технологической, экологической точек зрения, но и с экономической является контроль за составом закачиваемого и отбираемого газа. В связи с этим автором совместно с Б.В. Будзу-ляком, В. В. Жаровым разработаны метод и приборный комплекс контроля состава газа, которые внедрены на Северо-Ставропольском ПХГ.

Квадрупольный масс-спектрометр (составная часть приборного комплекса) относится к динамическим приборам с последовательным во времени анализом спектра. Масс-спектрометр этого типа, как и любой другой, состоит из источника ионов, фильтра масс и приемника ионов. Основой аналитической части прибора является фильтр масс, выполненный в виде так называемого квадрупольного конденсатора.

Конструктивно квадрупольный конденсатор выполняется в виде четырех проводящих стержней, расположенных параллельно друг другу. К стержням попарно прикладывается электрический сигнал специальной формы. Роль фильтра масс за-

ключается в том, чтобы из всех ионов, выпущенных ионным источником в фильтр вдоль его оси z, до выхода фильтра долетели только ионы с массой т.

Если на электроды квадрупольного конденсатора подать напряжение, изменяющееся по закону

и = и0+ит СО^Ш). (13)

где - постоянная составляющая, - амплитуда переменной составляющей, циклическая частота сигнала, уравнения движения ионов можно будет представить в виде:

(14)

где

о = 8е[/0/отго<»2; д = 4еит/тг%а)2; £=<в//2,

некоторая независимая безразмерная переменная.

Общее решение его может быть представлено в виде суммы двух рядов:

(15)

(16)

(17)

(18)

/1- некоторая комплексная вели-

где и - произвольные постоянные, чина, . - постоянный коэффициент ряда.

Таким образом, квадрупольный конденсатор с напряжением вида (13), поданным на его электроды, может обладать избирательностью по массам и может применяться в качестве фильтра масс.

В данной работе был создан автоматизированный газоаналитический комплекс, специализированный для нужд газовой промышленности. Разработанный комплекс включает в себя:

1. Фильтр масс, монтируемый на вакуумном фланце, состоит из: источника ионов с электронным ударом, входной линзы, блока стержней, выходной диафрагмы, детектора (вторичного электронного умножителя типа ВЭУ-6).

2. Блок питания ионной оптики.

3. Высоко частотный генератор.

4. Компьютер со встроенными платами ЦАП (12 разрядов).

5. Программное обеспечение для управления, приема, обработки и отображения' информации на экране дисплея.

6. Соединительные кабели.

Основные характеристики и ряд технических особенностей газоанализатора:

- диапазон масс -1 - 200 а.е.м.;

-разрешающая способность, определенная по 10 % уровню высоты массового пика Дп = 0,5 М, где М - массовое число;

- чувствительность - 10-6 А/Па или детектирование гелия из атмосферы воздуха при уровне сигнал/шум не менее 2;

- изотопическая чувствительность (разделение двух соседних массовых пиков по 10 % уровню при указанном соотношении интенсивностей пиков), i 10е;

- диапазон рабочих давлений - (Па) < 10-3.

Следует отметить, что программный комплекс являющийся неотъемлемой частью газоанализатора, позволяет не только полностью управлять работой газоанализатора в автоматическом режиме, но и выполняет различные вспомогательные вычисления по обработке и интерпретации экспериментальных данных.

В анализе эксплуатации ПХГ при упруго-водонапорном режиме важную роль играет такой источник информации как график зависимости приведенного средневзвешенного по поровому объему пластового давления от текущих запасов газа в хранилище. Имея такой график можно судить о пределах изменения порового объема хранилища в цикле эксплуатации, об энергетических характеристиках процесса отбора - закачки, о текущих запасах газа, делать прогнозы изменения среднего пластового давления при изменении объема закачки или отбора. В условиях отсутствия других источников информации представляет интерес дальнейшее изучение графика вышеуказанной зависимости для выявления еще неизвестных его характерных особенностей.

С этой целью была рассмотрена задача: какова будет зависимость приведенного среднего пластового давления ПХГ от текущих запасов газа при гармоническом изменении приведенного среднего пластового давления в течение цикла эксплуатации при водонапорном режиме. Хранилище представлялось: 1) граничащим с поло-сообразной бесконечной водонапорной областью; 2) укрупненной скважиной в бесконечном водоносном пласте. Давление на границе считать равным среднему пластовому давлению в хранилище.

При изменении среднего пластового давления по законам ртЩ=рн+ a sin со t и Рт{0~Рн* a cos ы t получаются, соответственно, следующие формулы для определения накопленного объема воды, поступившей в хранилище:

где а - амплитуда изменения давления на I вк; и = — ; Г- длительность цикла экс-

плуатации; рн и pj(t) -начальное и текущее давления на ГВК, соответственно; F -площадь ГВК; к и /j - коэффициента проницаемости и динамической вязкости воды; к - коэффициент пьезопроводности водоносной области пласта. Интегралы в (19) и (20) для больших значений времени исчезают.

Поскольку выражения градиентов давления на стенке галереи и на стенке укрупненной скважины, как показано в диссертации, совпадают при большом радиусе укрупненной скважины, то в обоих случаях для зависимости W от p(t) по материальному балансу через f, как параметр, получаются следующие формулы:

где Лци\/н- начальные поровый объем и запасы газа в хранилище.

Расчеты и построенные по их результатам графики показали, что если закачка и отбор осуществляются так, что среднее пластовое давление меняется по закону синуса или косинуса, то поровые объемы, достигаемые при максимальном и минимальном пластовых давлениях, достигаются затем при обратном ходе ГВК при на-

(19)

(20)

(21)

(22)

чальном (равновесном) давлении. Таким образом, для хранилищ достаточно больших размеров: 1) геометрия водонапорной системы не имеет значения при расчетах;

2) точка максимально - достигаемого порового объема лежит выше равновесного (начального) пластового давления, а точка минимально - достигаемого порового объема лежит ниже равновесного пластового давления.

Таким образом, если закачка и отбор осуществляются так, что среднее пластовое давление меняется по закону синуса или косинуса, то поровые объемы, достигаемые при максимальном и минимальном пластовых давлениях, достигаются затем при обратном ходе ГВК при начальном (равновесном) давлении.

Для хранилищ достаточно больших размеров геометрия водонапорной системы не имеет значений при расчетах.

При гармоническом возбуждении пласта со сдвигом фазы решение может быть получено при использовании формул синуса или косинуса суммы двух углов.

Резервуар ПХГ с зональной неоднородностью есть разновидность пласта с двойной пористостью. Поэтому следует ожидать, что перетоки газа при эксплуатации ПХГ, являющейся неустановившимся процессом, должны вызывать запаздывание перераспределения давления между зонами с разными коллекторскими свойствами. Так, в начале периода закачки давление в высокопроницаемой зоне будет расти быстрее, чем если бы оно росло во всем резервуаре ПХГ с коллекторскими свойствами такими же, как и в высокопроницаемой зоне. Затем, по мере роста давления в высокопроницаемой зоне, будет увеличиваться отток газа из высокопроницаемой зоны в низкопроницаемую зону и рост давления в высокопроницаемой зоне замедлится. В периоде отбора все будет происходить в обратном порядке.

Следовательно, при зональной неоднородности резервуара ПХГ существуют условия для гистерезиса зависимости приведенного среднего пластового давления от запасов газа в ПХГ. Поэтому гистерезисные графики " приведенное среднее пластовое давление - запасы газа" могут наблюдаться не только при эксплуатации ПХГ при водонапорном режиме. Если при водонапорном режиме они обусловлены запаздыванием перемещения ГВК по отношению к началу закачки или отбора, то при газовом режиме, как указывалось выше, их появление объясняется перетоками между зонами ПХГ, неоднородными по коллекторским свойствам. ПХГ может быть приурочено: 1) к зонально-неоднородному пласту; 2) к трещиновато-пористому пласту;

3) к двум пластам с разными коллекторскими свойствами, причем верхний пласт имеет лучшие емкостно-фильтрационные параметры и только он и вскрывается сеткой скважин, через которые осуществляются закачка и отбор газа.

Последний случай наиболее интересен, так как имеет место на СевероСтавропольском ПХГ. Для количественной оценки возможности появления гистере-зисных графиков при газовом режиме и установления особенностей в поведении гистерезисной кривой была рассмотрена двухпластовая модель ПХГ, описываемая системой уравнений материального баланса для каждого пласта с учетом перетоков газа.

Система уравнений материального баланса (случай закачки) следующая (С.Н. Закиров, Б. Б. Лапук, 1974):

д, П, = dftfl, + дл(аш (г)-P^Q^CM (г); (23)

Pi = ~ ¿MQud (') : (24)

Quo (')=/?(')": (25)

?(')=Ир?-/4 (26)

где - начальное приведенное среднее пластовое давление в обоих пластах; и рп - текущие средние приведенные пластовые давления в верхнем и нижнем пластах, соответственно; рАТ- атмосферное давление; поровые объемы верхнего и нижнего пластов, соответственно; QnEp(t) - текущий накопленный объем газа,

перетекшего из верхнего в нижний пласта; Озак/добО) - текущий накопленный объем газа, закачанного или добытого по истечении времени t, у - коэффициент, характеризующий интенсивность перетока между пластами.

В качестве расчетной схемы было принято пошаговое по времени вычисление РиРг и Опер(1) по формуле трапеций:

где ДI - шаг по времени и i - номер шага.

В качестве исходных данных для расчетов были приняты данные, близкие к характерным для ПХГ в хадумском горизонте.

Графики зависимости среднего приведенного давления в первом пласте от текущего накопленного закачанного или отобранного объема газа, построенные по результатам расчетов, показали, что с увеличением интенсивности перетока (при прочих равных условиях) они претерпевают следующие изменения. При малой интенсивности перетока работает фактически только верхний пласт и график представляется прямой линией и при закачке и при отборе газа. С увеличением интенсивности перетока график начинает раздваиваться, вследствие снижения темпов роста давления в конце периода закачки и падения давления в конце периода отбора. Раздвоение достигает максимума при некотором значении интенсивности перетока и затем уменьшаясь, при дальнейшем увеличении интенсивности перетока, исчезает. График опять представляется прямой линией, но соответствующей теперь объединенному поровому объему верхнего и нижнего пластов и имеющей поэтому меньший уклон.

Для подтверждения полученных результатов к решению этой задачи был применен и другой подход, позволивший учесть коллекторские свойства и толщину нижнего пласта. Давление на кровле нижнего пласта считалось равным среднему пластовому давлению в верхнем пласте и переток газа мог осуществляться по всей площади соприкосновения пластов в соответствии с законом Дарси. Для подсчета текущего среднего давления в нижнем пласте, а следовательно и текущих запасов газа в нем, использовалось, учитывая известную аналогию теорий теплопроводности и фильтрации, выражение для средней температуры пластины, нагреваемой при постоянном перепаде температуры на поверхности в комбинации с принципом суперпозиции. Графически результаты расчетов были аналогичными предыдущему случаю.

Таким образом, при изменении интенсивности перетока существуют два предельных случая. 1) когда эксплуатируется только верхний пласт; 2) когда в эксплуатацию вовлечены оба пласта как одно целое; 3) между значениями интенсивности перетока газа, соответствующими этим двум случаям, находятся значения интенсивности перетока, которым отвечает третий, промежуточный случай, характеризующийся гистерезисностью зависимости среднего приведенного пластового давления верхнего пласта от накопленного закачанного или отобранного объема газа и, следовательно, от запасов газа в верхнем пласте.

Таким образом, гистерезис зависимости приведенного среднего пластового давления от запасов газа может быть обусловлен как эксплуатацией ПХГ при водонапорном режиме, так и при газовом

При водонапорном режиме из уравнения материального баланса имеем следующую формулу для подсчета текущего среднего пластового давления от запасов газа

Решив уравнение (23) относительно текущего среднего пластового давления в верхнем пласте, получим

(27)

(28)

где О„еР - накопленный объем газа, перетекшего из одного пласта в другой П„др=РАтОпер/рт1 имеет смысл как бы приращения порового первого пласта на объем перетекшего во второй пласт газа, приведенного к рп , которое устанавливается в первом пласте при поступлении в него Ом»ьотв за вычетом Отор.

Если проявление водонапорного режима сочетается еще и с перетоками газа между отдельными зонами с различными коллекторскими свойствами, то текущее среднее пластовое давление в зоне с лучшими коллекторскими свойствами в зависимости от запасов газа в ней будет описываться формулой:

Поскольку резервуары ПХГ, как правило, зонально-неоднородны по коллектор-ским свойствам, то при эксплуатации ПХГ при водонапорном режиме возникает проблема разделения влияния на гистерезисную кривую каждого из факторов.

Так как влияние каждого из факторов на гистерезисную кривую - одного знака, то разделить влияние, по-видимому, возможно на основе слежения за ГВК геофизическими методами исследования скважин.

В процессе циклической эксплуатации с течением времени возникает различие между фактическими запасами газа в хранилище и бухгалтерскими, поэтому насущным является нахождение способа определения фактических запасов, который основывался бы только лишь на данных изменения приведенного среднего пластового давления от изменения запасов газа. В диссертации изложена методика определения запасов газа в подземных хранилищах, эксплуатируемых при водонапорном режиме, использующая точки возврата гистерезисной кривой, в которых происходит смена знака процесса. При этом предполагается, что темпы отбора и закачки газа совпадают и переход от закачки к отбору происходит без нейтрального периода.

Известно, что в силу как-бы инерционности, некоторые процессы, после перехода от закачки к отбору или наоборот, продолжаются еще некоторое время так, как если бы этого перехода не было. Так, после перехода от закачки к отбору при эксплуатации ПХГ при водонапорном режиме, ГВК еще некоторое время продолжает оттесняться из-за повышенного давления в ПХГ, а при эксплуатации ПХГ при газовом режиме еще некоторое время может продолжаться переток газа из зон продуктивного пласта с хорошими ЕФС в зоны с пониженными ЕФС. На основе этого предложен метод определения текущих запасов газа по уклонам односторонних касательных к гистерезисному графику в точке возврата, соответствующей переходу от закачки к отбору или наоборот (рис. 4).

Показано, что если объем воды, внедряющейся в (оттесняемой из) ПХГ, представим в виде дифференцируемой функции текущих запасов газа в окрестности точки возврата и если нейтральный период отсутствует, то уклон прямой, соединяющей точку возврата с началом координат (\/Т, рт/г), равен полусумме уклонов вышеуказанных касательных и выражается как рдг/Лг, где рдг - атмосферное давление, а От - текущий поровый объем ПХГ. Другими словами, направление так проведенной прямой указывает истинное положение начала координат и, следовательно, текущие запасы газа в хранилище, которые могут и не совпадать с бухгалтерскими.

Гистерезисные графики «приведенное среднее пластовое давление - текущие запасы газа», как принято считать, характерны для эксплуатации ПХГ при водонапорном режиме. В диссертации,как упомянуто выше, показано, что при эксплуатации ПХГ при газовом режиме гистерезисные графики принципиально возможны из-за запаздывания перетоков газа между зонами пХг, сильно отличающимися по ЕФС.

Чтобы получить представление о том, какая причина обуславливает гистере-зисность графика рт/г = ЦУт), следует иметь сведения о перемещении ГВК. Это дает

Рп (I + ("„,+£)/",)>.,'

Р.

(30)

возможность разделить влияние на гистерезисный график каждой из причин Так, при анализе эксплуатации ПХГ в зеленой свите, было отмечено по скважинам, находящимся на периферии ПХГ, что газонасыщенная толщина пропорциональна пластовому давлению в месте расположения скважин. Такая прямая зависимость газонасыщенной толщины от пластового давления свидетельствует о такой же зависимости изменения порового объема от среднего пластового давления. Графики

Гистерезисная кривая ПХГ

О V,, V,

Пмакс • Амин * минимальный и максимальный норовив объемы ПХГ.досгогэемыввииклеэксилуагации. • м * »точки среднего пластового довлени* а периоде закачки и а периоде отбора соотигт-ствеиио, определенные по картам изобар

Рис. 4.

должны, в этом случае, в отсутствие других влияний, представлять собой одни и те же линии и при отборе и при закачке и даже могут быть ошибочно принятыми отражающими газовый режим эксплуатации. Следовательно, наблюдаемые гистерезисные графики рт/г = Ц\/т) на ПХГ в зеленой свите обязаны своей гистере-зисностью неоднородности по ЕФС продуктивного пласта, что подтверждает наличие зональной неоднородности.

Для подсчета текущих запасов газа в ПХГ используются карты изобар (для определения среднего пластового давления в ПХГ), а при анализе эксплуатации ПХГ подсчитывают еще объемы газа, перетекшие из одних зон ПХГ в другие.

Можно указать упрощенный способ определения порового объема отдельной зоны, который основывается на следующем. Во время периода отбора (закачки) наступает момент, когда изобарическая поверхность ПХГ становится плоской. Начиная с этого момента и еще некоторое время можно считать, что перетоки между зонами отсутствуют и использовать для определения порового объема зоны обычное уравнение материального баланса для газового режима.

Для определения текущего приведенного среднего давления в зоне можно использовать данные о статических давлениях в скважинах, находящихся в этой зоне ПХГ. Если зона невелика, то приведенные статические давления в скважинах будут близки к текущему приведенному среднему давлению в зоне.

Многолетний опыт разработки Северо-Ставропольского газового месторождения, а в дальнейшем эксплуатации его в качестве подземного хранилища газа, показал, что комплексный подход к использованию различных видов наблюдений, исследований и организация системы контроля за работой объекта позволяют надежно и эффективно эксплуатировать подземное хранилище газа на любой стадии его создания

Предусматриваются следующие виды контроля: 1) контроль технологических процессов, происходящих в газовой залежи; 2) контроль и наблюдения за герметичностью ПХГ; 3) контроль за верхними водоносными горизонтами. Второй и третий пункты на создаваемом ПХГ внедрены, и выполняются практически полностью.

В настоящее время создана сеть из тринадцати кустов контрольно-наблюдательных скважин за чокракским, конк-караганским и мамайским горизонтами.

Одним из решающих критериев, определяющих степень эффективности контроля за созданием и эксплуатацией ПХГ с большой площадью газоносности и значительными запасами активного и буферного газа, является наличие и правильное размещение по площади сети оптимального числа наблюдательных скважин, которые в полном объеме и с высокой информативностью обеспечивали бы получение материалов различных видов исследований и промысловых наблюдений.

Основное внимание при выборе местоположения наблюдательных скважин уделено приконтурным районам ПХГ, где эксплуатационные скважины отсутствуют, а число наблюдательных скважин невелико. Как показала практика, наиболее эффективно контроль обеспечивается при лучевой системе расположения наблюдательных скважин в различных его районах. При этом скважины располагаются по профилям таким образом, что часть их находится в газовой зоне пласта и одна-две скважины расположены в законтурной области.

Кроме того, в представленной системе контроля предусматривается создание новых пьезометрических скважин, которые будут входить в профиль рекомендуемых лучей, расположенных в наиболее опасных направлениях как с точки зрения внедрения пластовых вод, так и с позиции расширения внешнего контура газоносности. Создание дополнительного числа наблюдательных скважин в газовой части пласта и в законтурной области указанных районов ПХГ позволит более надежно установить и оценить:

- площадь распространения зоны возмущения;

- характер ее распространения в отдельных районах законтурной области;

- динамику распределения перепада давления между газовой и водоносной частями пласта Северо-Ставропольской площади;

- оценить количество пластовой воды, в случае внедрения ее в газонасыщенную часть пласта;

- динамику изменения химического состава флюидов в различных районах площади;

- оценить динамику газонасыщенности пластов продуктивной толщи хадумского горизонта в приконтурных областях ПХГ в процессе закачки и отбора газа;

- уточнить текущее положение газоводяного контакта в отдельных районах ПХГ.

Предложенная система контроля дает возможность более надежно и эффективно вести наблюдение за эксплуатацией и герметичностью СС ПХГ.

В шестой главе рассмотрена методология оптимизации управления работой

ПХГ.

Автором совместно с A.M. Тагировой, Л.Г. Коршуновой, О.В. Максименко и др. разработаны геолого-промысловые модели Северо-Ставропольского ПХГ, допускающие различные упрощения по сравнению с классическим подходом, учитывающие конкретные условия.

При создании комплексной модели системы «пласт-скважины-газосборный коллектор», работающей при условиях технологических ограничений и требований потребителей газа, необходимо включить в комплекс наиболее предпочтительную в смысле ресурсов ЭВМ и степени детализации фильтрационную модель. Решение задач прогнозирования и регулирования работы скважин и ПХГ требует многократных прогонов фильтрационной модели, и от степени ее детализации зависит общая трудоемкость решения. Так, используя детализированные трехмерные фильтрационные модели, приходим к снижению емкостных и временных резервов для моделирования комплекса в целом и решения конечной оптимизационной задачи регулирования режимами работы отдельных скважин и ПХГ. Кроме того, учитывая способы представления исходной геолого-промысловой информации в виде плоских карт, обеспечение трехмерных моделей данными является весьма проблематичным.

С другой стороны, традиционные балансовые модели укрупненных скважин не дают оснований для управления работой существенно различных групп скважин и значительно усредняют уже имеющуюся детализированную по площади исходную информацию.

В связи с вышесказанным, для включения в комплексную модель ПХГ наиболее предпочтительна плоская детализация пласта.

Разработаны два типа плоских моделей пласта хадумского горизонта СевероСтавропольского ПХГ, различающиеся по характеру разбиения площади залежи газа. Неупорядоченный, произвольный способ разбиения на какое-либо количество плоских элементов при взаимодействии смежных определяет многозонную модель пласта. Регулярный способ разбиения площади с помощью координатной сетки лежит в основе сеточной модели.

Рассмотрим в сравнении схематизацию залежи в многозонной и сеточной моделях пласта. Так, многозонная модель позволяет выбрать области пласта с близким к однородному распределением характерных параметров - фильтрационных и емкостных коэффициентов, плотностью дренирования скважинами. Изменения количества зон и их конфигурации производятся на уровне корректировки базы данных. Программа автоматически настраивается на любое количество зон. Ограничением на количество зон являются размеры экрана. При выдаче информации с количеством строк, перекрывающим вертикальный размер экрана, переходы к следующим страницам затрудняют визуальный анализ. Пробные расчеты проводились для 15-19 зон. Наиболее адекватно отображающим фильтрационный процесс взаимодействия скважин принято разбиение на 19 зон. Зоны с 1 по 14 соответствуют площадям размещения скважин, подключенных к каждому из 14 газораспределительных пунктов (ГРП). При таком распределении зон явно проявляется взаимодействие фупп скважин различных ГРП и наиболее удобно рассчитываются технологические параметры. Периферийная область разбита на зоны 15 - 19 в соответствии с распределением геолого-физических параметров и географическим местоположением.

Для регулярной сеточной модели принята цилиндрическая система координат с центром в области расположения скважин горизонта зеленой свиты. Углы, образованные исходящими из центра координатными лучами, определяются таким образом, чтобы на внутренней контуре ГВК, ограничивающим область закачки - отбора, отсекался приближенно отрезок дуги координатной окружности. Так как данный контур имеет овальную форму, то принятая система координат наиболее адекватно приближена к эквипотенциальным линиям и линиям тока. Это дает основание для укрупнения угловых координат и за счет уменьшения секторов более детально раз-

бить радиальную координату, определяющую перетоки между центральной и периферийной областями. Сетка строится неравномерная как по угловой, так и по радиальной координате. Детальное разбиение по радиальной координате с шагом 500 м принято в области расположения эксплуатационных скважин. Периферийная зона разбивается секторами на укрупненные элементы, замыкающие регулярную последовательность элементов зоны закачки-отбора каждого сектора.

Особенности в формировании баз данных, определяющих свойства пласта и расположение скважин, соответствуют различию в схематизации многозонной и сеточной цилиндрической модели.

Как для многозонной, так и для сеточной модели в расчете притока газа к скважине учитываются индивидуальные характеристики скважин, но в первом случае пластовое давление усреднено по площади зоны, а во втором - по площади элемента сетки, увеличивающейся в направлении от центра к периферии. Как и пластовые давления, емкостные и фильтрационные параметры сеточной модели усреднены по площади элементов и образуют прямоугольные матрицы, где строками являются координаты по радиусу, а столбцами - угловые координаты. Так, данные одного сектора представлены цифровым столбцам, где последний элемент представляет периферийную зону, первый - центр зоны закачки - отбора. Взаимодействия элементов регулярной сетки определены их координатами. Особенностью многозонной модели является определение матрицы межзонного взаимодействия. Это симметричная матрица, элементами которой могут быть нули, если нет взаимодействия между зонами с соответствующими номерами строки и столбца, либо отличные от нуля коэффициенты пропорциональности между расходами газа и перепадами квадратов средних давлений смежных зон.

Основные уравнения в обоих случаях схематизации отображают материальный баланс газа для элементов сетки или зон пласта и неразрывность течения газа, но форма записи уравнений различна. Так, отдельная зона пласта имеет свое количество смежных зон с конфетными номерами, определенными для данной зоны. Любой элемент регулярной сетки, не являющийся граничным, имеет двух соседей по радиальной координате и двух по угловой, что определяет пятиточечную схему взаимодействующих элементов цилиндрической сетки.

Для зонной модели:

т| = т„ - Одой + Опер!, (3

пер1

= 2 I

(31)

где т,, т„ - текущие и начальные запасы ¡-ойзоны; Олоы - количество газа, добытое из ¡-ой зоны; Оперт- объем газа, накопленный за счет перетока (оттока) газа из смежных зон;Хд - коэффициент взаимодействия ¡-ой зоны и смежной ]-ой зоны; Р,, Р| -средние пластовые давления в ]-ой и ¡-ой зонах.

Для сеточной модели принята двойная индексация элемента: ьномер строки, j-номер столбца сетки

(32)

Различие в форме уравнений (31) и (32) определяет существенное различие в алгоритмах, реализующих решение. Так, уравнения системы (31) не упорядочены и к ним наиболее эффективна неявная схема приближений, разрешимая итерационными методами. Система уравнений (32) допускает неявное представление перетоков вдоль радиальной координате, как наиболее значимых, и явное по угловой. Тогда приходим к упорядоченной системе уравнений с неизвестными вдоль одной радиальной координаты, что позволяет получить прямое, безитерационное решение методом прогонки в радиальном направлении. Данный алгоритм допускает погрешность, которая минимизируется подбором шага по времени.

Разработаны адаптационные алгоритмы, позволяющие идентифицировать емкостные и фильтрационные параметры пласта по данным промысловых карт изобар, проектируемых на элементы пласта (зоны или сеточные ячейки). Алгоритмы реализованы для многозонной модели. В основе адаптационной модели лежит построение гибкой и достаточно емкой компьютерной базы промысловых и моделируемых данных. Внешнюю базу данных, хранимую без изменений, составляют таблицы, формируемые для каждого периода истории эксплуатации. Матрицы коэффициентов межзонного взаимодействия (А.ч), определенные для каждого периода, составляют корректируемую базу данных в процессе реализации адаптационной модели. К корректируемой базе относятся и данные распределения газонасыщенных объемов пор по элементам пласта. Разработанные алгоритмы адаптации модели основаны на методах вариационного анализа. Обратные задачи в связи с очевидной неоднозначностью их решений относятся к типу некорректных задач. Решение некорректных задач достигается с использованием регулирующей последовательности ограничений, позволяющей минимизировать влияние неоднозначности областей допустимых решений. Принимая рабочую гипотезу газового режима эксплуатации ПХГ, автор разработал корректирующую аппроксимацию динамики газосодержащего объема, как обобщение различных факторов, влияющих на поведение пластового давления.

Прогнозная модель ПХГ активизируется после проведения адаптации по всем циклам истории эксплуатации. Движение газа от пласта н)й зоны к забою скважины с учетом ее характеристик (коэффициентов сопротивлений в пласте, стволе, выкидной линии), от устья к ГРП. от гРп суммарный дебит всех скважин данного ГРП к входу в ДКС или, наоборот, от входа в газосборную сеть до забоя скважин рассчитываются по известным формулам. По заданным плановым отборам (закачке) газа с ПХГ с учетом ограничений на работу ДКС и скважин, прогнозная модель оптимизирует показатели режимов эксплуатации скважин и ПХГ в целом. Отметим, что фильтрационные и гидравлические коэффициенты потерь давления при рассматриваемом движении уточняются по данным начала расчетного периода или принимаются по результатам уточнения предшествующего периода.

Согласование расчетных и фактических дебитов основано на обратной их зависимости от коэффициентов сопротивлений в призабойной зоне, коэффициентов гидравлических потерь в стволе, газопроводе. Данные замеров фактических давлений на устье скважин и в пунктах сбора позволяют более детально уточнить коэффициенты и, следовательно, прогнозные показатели.

Прогнозная модель ПХГ реализуется с применением зонной или сеточной пластовой модели и не имеет принципиальных различий в связи с различием в схематизации пласта.

В результате проведенных исследований достаточно детально разработано моделирование процессов эксплуатации хранилища, имеющего большую площадь газоносности и неоднородную характеристику продуктивного пласта. Модель содержит обширную базу данных, содержащую данные по динамике объемов закачки и отбора газа, времени работы скважин ежемесячно, пластового давления по всем скважинам за всю историю эксплуатации хранилища, динамику распределения пластового давления по площади хранилища, проектируемого на элементы модели пласта, динамику общих показателей в целом по ПХГ за этот же период, все необходимые данные для проведения прогнозных расчетов.

Сеточная геолого-промысловая модель Северо-Ставропольского ПХГ в хадум-ском горизонте послужила основой для создания автоматизированной системы

управления эксплуатацией хранилища и позволяет ежемесячно представлять эффективные прогнозные режимы эксплуатации ПХГ, выбирать рациональную плотность сетки скважин ПХГ в зоне размещения планируемого ГРП.

Система внутрипромыслового сбора газа в известных крупных промыслах России представляет сложную многокольцевую сеть коллекторов. Распределение потоков газа и давлений в газосборной сети оказывает влияние на работу скважин, в том числе на передавливание и обратную закачку в условиях неоднородных пластов, при наличии малодебитных скважин и неравномерного распределения давления в пласте. В практике проектирования режимов работы скважин и их регулирования, в основном, используются фильтрационные или балансовые модели движения газа в пласте в соединении с упрощенными схемами газосборных коллекторов. В связи с наблюдаемым влиянием динамики потоков газа в сложных газосборных сетях (ГСС) на показатели работы скважин и газопромыслового объекта в целом актуальной представляется задача создания математической модели сложной многокольцевой сети при наличии двух (или более) выходов в компрессорные станции, большого количества скважин, подключенных к нескольким гРп. Рассматриваемая задача требует решения большой системы нелинейных уравнений и оптимизации давлений, расходов газа в точках выхода.

Автором совместно с Л.Г. Коршуновой, A.M. Тагировой разработана модель произвольной многокольцевой газосборной сети с двумя или более выходами в КС. Компьютерная программа, реализующая решение уравнений модели, тестирована на наглядном примере и адаптирована для сети, подобной газосборному коллектору хадумского ПХГ с 4-мя кольцами, двумя выходами ДКС-1, ДКС-2, 13-ю ГРП с приближенно реальными данными подключенных скважин.

Для схематизации ГСС воспользуемся формой связного графа. Ветви графа ориентированы положительным направлением стрелок. Так, если направление потока газа совпадает с направлением стрелки, то величина расхода положительная, в противном случае - отрицательная.

По аналогии с описанием электрических цепей представляется описание ГСС в виде структурной матрицы, которая имеет вид таблицы с номерами узлов по вертикали и номерами ветвей графа сети по горизонтали. Если на пересечении i-го столбца и j-oй строки значение элемента матрицы a(i, j) отлично от нуля, то J-ый узел является одним из концов Аой ветви. Если при этом элемент матрицы + 1, то положительное направление ветви определено исходящим из j-го узла. Если же значение a(i,j) = -1 . то положительное направление ¡-ой ветви определено входящим в ;-ый узел.

Структурная матрица отображает систему уравнений баланса потоков газа в узлах соединения ветвей аналогично закону Кирхгофа для электрической цепи.

В общем случае балансовые уравнения для сети с двумя выходами в КС имеют

вид:

Номер узла

1..............0 = Е ■ Ч i + Я а>

1-1 I

2..............о = £ 4 и • ч. + ч ад

3..............<> = ¿»„.4,

1-1

................................................................................................................................(33)

v............0 = Х4и.Ч,

v + l..............<> = ¿4,.,., •q.-fliP,.,)

i-i

V + N..............0 = £ -q, -f(P..N)

Здесь Ы- число вершин графа, образованных подключением ГРП к газопроводу.

Для решения систем уравнений вида (33) необходимым условием является замкнутость, то есть равенство количества уравнений и количества неизвестных, определяемых из систем.

Система уравнений Кирхгофа определяется как замкнутая линейная относительно искомых расходов по ветвям "дерева" в том случае, если фиксированы расходы по главным ветвям графа сети, на выходах из сети (ДКС-1, ДКС-2), на входах в ГРП. При этом количество узлов на 1 больше, чем количество ветвей дерева, следовательно, одно из узловых уравнений опускается при решении линейной системы. В дальнейшем исключенное уравнение заменяется суммой всех уравнений Кирхгофа, отображающей общий материальный баланс потоков газа в сети.

Решение определенной системы линейных уравнений, составленной для произвольной конфигурации многокольцевого графа, представляет один из блоков вычислительного алгоритма.

Система уравнений, описывающая движение газа на участках газопроводов ГСС, аналогична закону Ома для электрических цепей, если за напряжение принимать квадрат давления в узле (Р2), за ток - квадрат расхода на участке ). Количество таких уравнений совпадает с количеством всех ветвей графа сети.

где /=1,2, ...1Ь, Ь, - коэффициенты потерь давлений на /-том участке газопровода, г - номер узла, для которого а,.ч = + 1, в - номер узла, для которого а(,5 = -1 .

Предполагаем известными расходы на участках сети "д," на момент определения давлений в узлах. Тогда система (202) относительно искомых давлений оказывается переопределенной, так как уравнения Ома на главных ветвях содержат давления, уже определенные в уравнениях Ома, составленных для ветвей "дерева". Опуская уравнения Ома на главных ветвях, мы получим систему из/-6) = У + Л/-1 уравнений для определения давлений в узлах сети, включая входы в КС, в количестве V + n. К полученной системе подключается уравнение общего материального баланса газа, заменяющее опущенное одно из уравнений Кирхгофа. В результате получим замкнутую систему уравнений относительно искомых давлений в узлах сети.

Общая система уравнений, описывающих движение газа в многокольцевой ГСС, расщепляется на подсистемы:

1) уравнения баланса газа в узлах сети (Кирхгофа) в количестве V + N - 1 ;

2) уравнения, описывающие потери давления при движении газа по участкам "дерева" газопровода (Ома), дополненные уравнением общего материального баланса, в количестве V + Ы;

3) уравнения Ома, описывающие потери давления по "главным" участкам ГСС, в количестве С/

Общее количество уравнений модели, объединяющей все 3 подсистемы, составляет:

К= V + N-1 + V + N + в!.

Учитывая, что в! = lb-{V + n-1), получим:

К= 1/+ N + 1Ь, что совпадает с количеством искомых давлений (\/+ Ы) и количеством искомых потоков по всем участкам сети (1Ь).

Свободными параметрами в общей системе уравнений модели представляются расходы на выходах, фиктивных ветвях - <7д1,<7д2. Это дает основание для постановки оптимизационных задач с ограничениями на отдельные параметры, а также для введения уравнений моделей ДКС-1, ДКС-2, связующих давления на входах с расходами на выходах в зависимости от характеристик ДКС. Любая из рассматриваемых оптимизационных задач сводится к решению общей системы уравнений модели при фиксированных приближениях <7Д1, <7дг.

(34)

В связи с невозможностью прямого решения большой системы нелинейных уравнений модели, разработан алгоритм последовательных приближений.

Модели, описывающие работу ДКС-1, ДКС-2, предположительно могут представлять графические или аналитические зависимости:

<7Д1 = Ф1(Р): <?Д2 = Ф2(Р). (35)

где Р - давление на входе в ДКС-1, ДКС-2.

Целевой функцией оптимизации режимов работы скважины и ПХГ в целом представляется невязка между моделируемой и фактически планируемой суточной производительностью ПХГ. Требуется так определить режимы работы скважин и ПХГ в целом, чтобы абсолютная величина целевой функции имела минимальное допустимое значение, либо обращалась в ноль.

ф = п«п I - ОРММI £ 0. (36)

При отборе

где Чд1, <7дг - производительности ДКС-1, ДКС-2.

Как показали численные эксперименты, проведенные для графа сети, существует неединственная пара значений <7д1, дда , обеспечивающая минимум ф((?д1, дда). Для получения однозначного решения необходимо ввести коэффициент X, определяющий соотношение производительности ДКС-1, ДКС-2:

—=Д. (37)

Яд2

При определенных функциональных моделях ДКС-1, ДКС-2, принятых, например, в форме линейных уравнений:

РГД1 =*г Р, Чда =*2- Р, (38)

Коэффициент "V определяется соотношением характеристикДКС-1, ДКС-2:

При фиксировании "X" минимизация функционала Ф(<7д1, Ядг) сводится к однозначной минимизации функционала Ф (<7д1) от одного параметра.

В цикле закачки режимы работы ПХГ оптимизируются по аналогичному критерию с учетом ограничений противоположного знака.

Необходимость наглядного, наиболее упрощенного для пользователя представления информации накладывает соответствующие требования к вычислительным процедурам реализации алгоритма моделирования. В состав вычислительных процедур вводятся процедуры преобразования входных данных в рабочие массивы программ.

Научная новизна характеризуется разработкой алгоритма расчета потоков и давлений в коллекторах многокольцевой газосборной сети с распределенными источниками-стоками и входами-выходами в КС, реализующего идею расщепленного итерационного процесса с попеременным превращением графа сети в "дерево" путем устранения главных ветвей и последующего уточнения расходов газа по главным ветвям.

Методологию оптимизации управления работой ПХГ реализует компьютерная программа, в которую подключена комплексную математическую модель пласта, газосборной системы и автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) Северо-Ставропольского ПХГ, что необходимо для уточнения показателей работы скважин, ГРП и ПХГ в целом для оптимального регулирования режимов работы газопромысловых объектов.

Автоматизированная система предназначена для эффективного и надежного управления объектами СС ПХГ за счет:

повышения оперативности управления текущими режимами; - повышения точности, надежности и быстродействия контроля параметров и состояния оборудования;

- оперативной световой и звуковой сигнализации на пультах оператора, диспетчера и, в перспективе, службы ОПС;

своевременного обнаружения и локализации аварий;

- документирования всей информации;

- удобства представления информации персоналу.

Поставленные цели достигаются за счет применения самых современных технических программных средств, характеризующихся следующими чертами:

• многоуровневое построение АСУ ТП, при котором представление информации иерархически централизуется (по ГРП, ДКС, ЦДП). Информация, по преимуществу, представляется на экране дисплея в наглядной, компактной, быстрообзорной форме;

• деление задач управления на самом нижнем уровне между микропроцессорными контроллерами, каждый из которых обслуживает сравнительно автономную зону технологического процесса;

• использование для связи технических средств между собой единой цифровой

сети;

• применение в качестве станций управления микропроцессорных контроллеров (эти устройства в распределенной системе управления предназначены для решения задач автоматического регулирования и логического управления);

• создание персоналу комфортабельных условий для осуществления оперативного контроля и управления.

АСУ ТП Северо-Ставропольского ПХГ создается как многоуровневая, иерархическая интегрированная система, соответствующая структуре автоматизируемого объекта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Подводя итоги исследований, проведенных в рамках настоящей диссертационной работы, можно констатировать, что комплексное использование геологической, геофизической, технологической информаций позволяет решать широкий круг практически значимых задач, возникающих на различных этапах создания и эксплуатации ПХГ. При этом решена крупная научная проблема, имеющая важное народнохозяйственное значение - обоснованы теоретические и методические принципы повышения надежности и безопасности эксплуатации ПХГ.

В диссертационной работе получены следующие основные результаты:

1) создание крупных базовых подземных хранилищ, которые, наряду с покрытием сезонной неравномерности газопотребления должны порой брать на себя на какой-то период и полное газоснабжение крупных регионов в зимнее время, экономически и технологически осуществляться на основе крупных истощенных газовых месторожденияй с достаточно большим газонасыщенным объемом продуктивных пластов, обладающих хорошими коллекторскими свойствами, герметичной ловушкой, расположенные в мощном газотранспортном узле в европейской части России;

2) установлено, что параметры пластового резервуара подземного хранилища и подземные воды под воздействием техногенных воздействий постоянно испытывают изменения. Величины коэффициента проницаемости четко повторяют структурный план ПХГ, в колебаниях которых во времени наблюдается четко выраженный тренд с проявлением техногенной составляющей.

3) Установлено, что максимальные и минимальные значения величин газонасыщенного пространства пласта ПХГ в зеленой свите относятся не к началу и концу периодов закачки и отборов, а отмечаются с некоторым запаздыванием. Так после окончания периода отбора, минимальная величина газонасыщенного объёма приходится на период закачки - май месяц. После окончания периода закачки и начала отбора газа в период ноябрь - декабрь месяцы газонасыщенный объем хранилища продолжает расширяться, а затем начинается его уменьшение;

4) расчетами показана большая вероятность быстрого всплывания газа при подконтактной закачке. Подконтактная закачка не создает устойчиво-высокой (до 78 %) газонасыщенности по разрезу второго пласта из-за всплывания газа. В целом анализ результатов подконтактной закачки на СС ПХГ выявил целый ряд неучтенных при проектировании процессов, сопровождающих заполнение резервуара газом. И, прежде всего, это значительная неоднородность коллектора, способствующая неравномерному растеканию газа. Именно этот фактор стал определяющим при принятии решения об изменении технологической схемы закачки. Выполненные работы по зонированию резервуара на основе комплекса геолого-промысловых данных позволили уточнить схемы зонных закачек и отборов;

5) разработанны зонные схемы закачки и отбора газ из ПХГ, которые состоят в том, что вся площадь хранилища разбивается на 5 зон по очередности включения скважин в закачку или отбор. Группы скважин каждой зоны подключаются в закачку или отбор последовательно. Внедрение зонных схем позволило уменьшить поступление воды за первые 5 лет почти в два раза. Кроме того, число обводнившихся скважин также снизилось с 28 до 3;

6) при строительстве СС ПХГ в хадумском горизонте создан долгосрочный резерв, который может быть отобран из хранилища в течение последующего времени, после отбора в осенне-зимний период, без закачки газа. Данный резерв служит для повышения надежности газоснабжения, и, как следствие, увеличения объема отбора газа в экстремальных ситуациях. Кроме того, он, выполняя роль буферного газа, позволяет увеличить суточную производительность ПХГ;

7) решена задача совместной эффективной эксплуатации двух объектов хранения газа Северо-Ставропольского ПХГ, обладающих существенными геологическими и технологическими особенностями, которая позволяет надежно обеспечивать газоснабжение региона как в штатных, так и в экстремальных ситуациях. На СС ПХГ созданы уникальные условия по регулированию суточной неравномерности отбора. Объемы газа отбираемого газа определяются работой компрессорных станций и числом действующих скважин ПХГ. При этом изменение объемов отбора газа на 4 -5 и 10-12 млн м3/сут достигается за счет разного числа работающих агрегатов на ДКС-2 и ДКС-1 соответственно, а на 1 - 3 млн м3/сут - в результате соответствующего регулирования отбора из ПХГ в зеленой свите при замене штуцеров или изменении числа действующих скважин;

8) в области бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин разработаны и внедрены составы технологических жидкостей (ТЖ) и технология временного блокирования ПЗП, технология создания искусственной ПЗП, составы ТЖ и технология селективной водоизоляции, технология создания высокопроницаемой искусственной ПЗП в эксплуатационных газовых скважинах, новые составы ТЖ для интенсификации притоков в эксплуатационных скважинах;

9) основными видами воздействия СС ПХГ на окружающую среду являются: выбросы в атмосферу углеводородов, оксидов азота и углерода от компрессорных станций, эмиссия метана с территории газохранилища, нарушение почвенного покрова в процессе бурения и обустройства скважин, возможное загрязнение почв буровыми растворами и выбросами в атмосферу, поступление загрязняющих веществ в поверхностные и грунтовые воды за счет смыва с территории ПХГ, сбросов с компрессорных станций и при авариях на скважинах. Уровень загрязнения атмосферы на большей части территории газохранилища не превышает установленных нормативов. Объекты ПХГ, работающие в безаварийном режиме, существенного влияния на загрязнение атмосферного воздуха не оказывают. Максимальные концентрации загрязняющих веществ (до 1-1,2 ПДК) отмечены вблизи населенных пунктов и автодорог, которые являются основными загрязнителями атмосферы.

10) миссия метана в атмосферу с территории горного отвода СС ПХГ составляет 132 т/год Районы повышенной эмиссии метана связаны с зонами сильной разбуренно-сти чокракской газоносной залежи и с выходами на поверхность средне-сарматского

водоносного горизонта. Локальные очаги эмиссии метана приурочены к площадкам эксплуатационно-нагнетательных скважин. В почво-грунтовой толще в результате бактериального окисления, процессов сорбции и растворения поглощается 334 т/год метана;

11) в области контроля за эксплуатацией ПХГ разработана и внедрена система эколого-производственного контроля, методы контроля;

12) разработана и внедрена совокупность методов по повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, включающая метод и схему зонных закачки и отбора газа, критериальные условия безопасной эксплуатации ПХГ, систему диагностирования объектов ПХГ, комплексную методику анализа состава газа;

13) разработана и внедрена в производство организационная схема управления эксплуатацией ПХГ на основе автоматизированной системы, включающей геолого-промысловую модель, модель газосборной системы, усовершенствованную систему контроля за эксплуатацией.

14) экономический эффект от внедрения указанных технологий на СевероСтавропольском ПХГ за период 1998 - 2003 гг. составил более 120 млн руб.

В качестве ближайших задач по повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, в решении которых автор видит свое дальнейшее участие, выдвигаются следующие:

1) изучение особенностей функционирования сложных природно-техногенных систем, в частности ПХГ, в различных экстремальных условиях;

2) разработка модели ПХГ, как единого технологического объекта, согласованной с режимами работы магистральных газопроводов;

3) изучение влияния эксплуатации ПХГ на геоэкологическую обстановку, на геологическую среду с целью совершенствования системы контроля.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 50 печатных работах:

1. Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении // Соавторы: СВ. Долгов, И.В. Зиновьев. М.: Недра, 1999. -141 с.

2. К определению запасов газа в подземном хранилище при водонапорном режиме эксплуатации // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск И.Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. - С. 144-149.

3. Влияние песчаной пробки на работу газовой скважины // Соавторы: СВ. Долгов, И.В. Зиновьев // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск II. Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. -С. 177-185.

4. Технология временного блокирования продуктивного пласта // Соавторы: К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.З. Минликаев и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. С. 3 - 6.

5. Опыт применения индикаторных исследований на Северо-Ставропольском подземном хранилище газа // Соавторы: С.А. Варягов, Г.Н. Рубан, И.В. иновьев // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз». 2000. С. 12 -19.

6. Технология восстановления обсаженной призабойной зоны пласта // Соавторы: К.М. Тагиров, Н.И. Андрианов, Г.Н. Рубан // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. С. 84 - 94.

7. Лабораторные исследования по разработке и применению составов для проведения водоизоляционных работ // Соавторы: К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, Т.Ш. Вагина и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта

скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. С. 120-125.

8. Учет циклического характера эксплуатации подземного хранилища газа при определении его запасов // Материалы Первой Международной конференции «Циклы». Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. С. 65-68.

9. Влияние циклической работы ПХГ на обводненность газовых скважин в условиях упруговодонапорного режима // Соавторы: С.Б. Бекетов, С.А. Варягов и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИ-газ», 2000. С. 23 -28.

10. Сохранение естественной проницземости продуктивных пластов при проведении перфорации // Соавторы: Р.А. Гасумов, С.А. Варягов и др. // Сборник научных трудов Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. С. 32 - 37.

11. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов перфорацией // Соавторы: Р.А. Гасумов, Г.Н. Рубан // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. С. 38 - 40.

12. Влияние прогрева пены на устьевое и забойное давление в скважине // Соавторы: К М. Тагиров, Р.А. Гасумов и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. С. 55 - 56.

13. Новый тип индикаторов для исследования геофлюидодинамических процессов // Соавторы: Н.М. Трунов. С.А. Варягов и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2000. С. 60 - 70.

14. Исследования геофлюидодинамических процессов подземного хранилища газа // Соавторы: К.М. Тагиров, С.А. Варягов и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитапьного ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа. Выпуск 33. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз». 2000. С. 79 - 84.

15. Оценка водопритоков к газовым скважинам Северо-Ставропольского ПХГ зеленой свиты // Соавторы: С.А. Варягов, Н.К. Никитин и др. // Сборник научных трудов Серия «Нефть и газ». Выпуск 3. Ставрополь: СевКавГТУ, 2000. С. 111 - 115.

16. Повышение надежности газоснабжения Северного Кавказа // Соавторы: И.В. Зиновьев, Г.Н. Рубан // Потенциал, № 4,2000, с. 53 - 55.

17. Совершенствование системы контроля за эксплуатацией СевероСтавропольского ПХГ в хадумском горизонте // Соавторы: И В. Зиновьев, Г.Н. Рубан и др. // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск 3. Ставрополь, 2000, с. 102 -107.

18. Составы для временного блокирования продуктивного пласта // Соавтор: С В. Долгов // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск 3. Ставрополь, 2000. с. 98-101.

19. Усовершенствованная комплексная геолого-математическая модель крупного базового Северо-Ставропольского подземного хранилища газа с большой площадью газоносности // Соавторы: Ю.К. Игнатенко, О.В. Максименко // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск 3. Ставрополь, 2000, с. 91 - 97.

20. Гарант стабильности газоснабжения на Северном Кавказе // Соавторы: И.В. Зиновьев, Г.Н. Рубан // Газовая промышленность, 1999, № 5. С. 61 - 62.

21. Выбор рациональной плотности сетки скважин ПХГ// Соавторы: Ю.К. Игнатенко, С.А. Варягов и др. // ИРЦ ОАО «Газпром», НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3. 2002. С. 45 - 49.

22. Комплекс технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин на подземных хранилищах газа // Соавторы: С.А. Варягов, И В. Зиновьев // Обзорная информация. Серия «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2002. 56 с.

23. Особенности эксплуатации Северо-Ставропольского подземного хранилища газа // Соавторы: Ю.К. Игнатенко, С.А Варягов и др. // Обзорная информация. Серия «Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2002. 91 с.

24. Комплекс технологий (технологических решений), направленных на повышение производительности скважин Северо-Ставропольского подземного хранилища газа // Соавторы: К.М. Тагиров, С.А. Варягов и др. // ИРЦ ОАО «Газпром», НТС «Наука и техника в газовой промышленности», № 2.2002. С. 3 - 7.

25. Особенности совместной эксплуатации двух объектов хранения газа СевероСтавропольского хранилища газа // Соавторы: Ю.К. Игнатенко, С.А. Варягов и др. // ИРЦ ОАО «Газпром», НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3.2002. С. 36 - 44.

26. Прогнозирование предельных режимов работы Северо-Ставропольского ПХГ // Зиновьев В.В., Аксютин О.Е., Ломакин Н.А и др. // Газовая промышленность, 2004, №2. С. 26-28.

27. Результаты опытно-промышленных работ по повышению производительности скважин на Северо-Ставропольском ПХГ в хадумском горизонте // Соавторы: О.Е. Аксютин, В.В. Киселев и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии». Выпуск 36. Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 2002. С. 222 - 228.

28. Исследование динамики теплового поля продуктивной части хадумского горизонта Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в процессе его создания и эксплуатации // Соавторы: СВ. Беленко, А.В. Завгороднев и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии». Выпуск 36. Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 2002. С. 212 - 221.

29. Северо-Ставропольское ПХГ - основа повышения надежности газоснабжения юга России // Соавторы: Ю.К. Игнатенко, И.В. Зиновьев и др. // Сборник научных трудов. Серия «Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии». Выпуск 36. Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 2002. С. 189 - 201.

30. Предварительные результаты определения генезиса газопроявления на Пелагиадинской площади Северо-Ставропольского подземного хранилища газа // Соавторы: А.В. Жардецкий, О.Е. Аксютин и др. // Материалы заседания Комиссии газовой промышленности по разработке газовых месторождений и использованию недр. М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2002. С. 82 - 106.

31. Опыт практического использования оперативного комплекса методов контроля инженерно-экологической безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов и Северо-Ставропольского подземного хранилища газа ООО «Кавказ-трансгаз» // Соавторы: О.Е. Аксютин, Г.Ф. Бальзин и др. // ИРЦ «Газпром», НТС «Проблемы экологии газовой промышленности», № 1. 2003. С. 19 - 32.

32. Закономерности формирования и изменения емкостно-фильтрационных свойств резервуара горизонта зеленой свиты в процессе эксплуатации СевероСтавропольского ПХГ // Соавторы: С.А. Варягов, О.Е. Аксютин и др. // Обзорная информация. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. ИРЦ «Газпром», 2003. 81 с.

33. Роль и значение Северо-Ставропольского ПХГ в системе газоснабжения юга России // Соавторы: С.А. Варягов, О.Е. Аксютин и др. // Материалы двенадцатого ежегодного Международного конгресса «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (CITOGIC 2002 - Kuban). M. 2000.

34. Современное состояние экологической безопасности СевероСтавропольского подземного хранилища газа // Соавторы: Б.В. Будзуляк, В.И. Резу-ненко и др. // ИРЦ ОАО «Газпром». Обзорная информация. «Проблемы экологии газовой промышленности», 2003.155 с.

35. Перспективы добычи йода и брома из гидроминерального сырья в Ставропольском крае // Соавторы: В.И. Резуненко, Г.П. Ставкин и др. // Газовая промышленность, № 5, 2003. С. 84-86.

36. К вопросу о добыче йода и брома из пластовых вод в Ставропольском крае // Соавторы: В.И. Резуненко, Г.П. Ставкин и др. // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», 2003, № 1. С. 7 - 27.

37. Технология строительства скважин для добычи газа из слабосцементиро-ванных коллекторов и результаты ее применения на скважинах ООО «Кавказтранс-газ» // Соавторы: А.Н. Гноевых, С.А. Варягов и др. // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». 2003, № 4. С. 14 - 26.

38. Совершенствование системы контроля за эксплуатацией СевероСтавропольского ПХГ // Соавторы: С.А. Варягов, Ю.К. Игнатенко и др. // Материалы заседания Комиссии газовой промышленности по разработке газовых месторождений и использованию недр. М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2002. С. 41-51.

39. Совершенствование системы экологического контроля за эксплуатацией Се-веро-Ставропольского ПХГ // Соавторы: О.Е. Аксютин, С.А. Варягов и др. // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Проблемы экологии газовой промышленности». № 2. 2003. С. 42 - 47.

40. Технология строительства скважин большого диаметра на ПХГ в сложных горно-геологических условиях // Соавторы: О.Е. Аксютин, И.В. Зиновьев и др. // Газовая промышленность, 2003, № 8. С. 45 - 47.

41. Строительство и ремонт газовых скважин. Разработка. Ремонт. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004.166 с.

42. Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ // Соавторы: В.И. Петренко, И.В. Зиновьев и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.511 с.

43. Северо-Ставропольское ПХГ - основа повышения надежности газоснабжения Южного федерального округа России и Закавказья // Соавторы: Ю.К. Игнатенко, О.Е. Аксютин и др. // Научная мысль Кавказа. 2004. № 1. С. 77 - 84.

44. Сравнительный анализ фильтрационных моделей пластов, используемых в решении комплексных задач управления процессом эксплуатации ПХГ // Соавторы: Ю.К. Игнатенко, С.А. Варягов и др. // Научная мысль Кавказа. Приложение. 2004. № 2. С. 77-83.

45. О соотношении объемов активного и буферного газа подземных хранилищ // Соавторы: С.А. Варягов, В.Т. Боярчук и др. // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», 2004, №1. С. 3-13..

46. Совершенствование методов контроля эксплуатации ПХГ // Соавторы: С.А. Варягов, В.Т. Боярчук и др. // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», 2004, № 2.

47. Новые подходы к обеспечению надежней и экологически безопасной эксплуатации технологических объектов ПХГ // Соавторы: Б.В. Будзуляк, С.А. Егурцов // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Диагностика оборудования и трубопроводов», 2004, № 1. С. 25 - 42.

48. Разработка методов и приборов контроля за качеством газа ПХГ // Соавторы: Б.В. Будзуляк, В.В. Жаров // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3. 2004.

49. Промысловая модель газосборной системы ПХГ // Соавторы: О.Е. Аксютин, С.А. Варягов и др. // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 2. 2004. С. 46 - 70.

50. Патент на изобретение № 2183724 «Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины» // Соавторы: К.М. Тагиров, В.Е. Дубенко и др. Приоритет от 04.07.2000.

Соискатель:

Изд. лиц. серия ИД № 00502 Подписано к печати 13.05.04 г.

Формат 60x84. 1/16 Усл. печ. л. - 2,9. Уч.-изд. л. - 2,35.

Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ 1052 Тираж 200 экз. Северо-Кавказский государственный технический университет 355029 г. Ставрополь пр. Кулакова, 2

Отпечатано в типографии СевКавГТУ Издательство Северо-кавказского государственного технического университета

»13289

Содержание диссертации, доктора технических наук, Зиновьев, Василий Васильевич

ВВЕДЕНИЕ

1. РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ В РАЗВИТИИ 17 ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ЮГА РОССИИ И ЭКСПОРТНЫХ ПОСТАВКАХ

1.1. Потребности в газе на юге России

1.2. Схема газотранспортной системы юга России

1.3. Особенности геологического строения Северо- 26 Ставропольского ПХГ

1.3.1. Общие сведения о Северо-Ставропольской площади

1.3.2. Особенности геологического строения Северо- 44 Ставропольской площади

2. ОСОБЕННОСТИ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕВЕРО- 73 СТАВРОПОЛЬСКОГО ПХГ

2.1. Технологическая схема Северо-Ставропольского ПХГ

2.2. Особенности создания и эксплуатации Северо- 78 Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте

2.3. Особенности создания и эксплуатации Северо- 113 Ставропольского ПХГ в зеленой свите

2.4. Особенности развития и реконструкции Северо- 150 Ставропольского ПХГ

3. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ, ЭФФЕКТИВНОСТИ И 157 БЕЗОПАСНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПХГ

3.1. Влияние технологических факторов на качество строи- 157 тельства и ремонта скважин на ПХГ

3.2. Комплекс технологических решений по повышению каче- 173 ства строительства и капитальном ремонте скважин на ПХГ

3.2.1. Совершенствование технологии временного блокирова- 173 ния пласта при его вскрытии и капитальном ремонте скважин

3.2.2. Технология водоизоляции в скважинах ПХГ

3.2.3. Технология создания искусственной призабойной зоны

3.2.4. Технологические жидкости и технологии интенсификации 194 притока газа

3.2.5. Технология создания фильтра из полифракционного гра- 216 вийного массива в слабосцементированных коллекторах

4. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ 231 БЕЗОПАСНОСТИ СЕВЕРО-СТАВРОПОЛЬСКОГО ПХГ

4.1. Оценка воздействия на атмосферный воздух

4.2. Оценка уровня загрязнения снежного покрова

4.3. Оценка эмиссии метана в атмосферу на территории СС 241 ПХГ

4.4. Оценка воздействия СС ПХГ на почвы и почвенный покров

4.5. Оценка степени нарушенности почв и почвенного покрова 259 на территории горного отвода

4.6. Оценка воздействия на природные поверхностные воды

4.7. Совершенствование системы производственно- 279 экологического мониторинга

5. МЕТОДОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И 291 БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ

5.1. Выбор рациональной плотности сетки скважин ПХГ

5.2. Прогнозирование предельных режимов работы Северо- 293 Ставропольского ПХГ

5.3. Разработка новых подходов к обеспечению надежной и 305 экологически безопасной эксплуатации технологических объектов ПХГ на основе создания и внедрения системы диагностики

5.4. Разработка методов и приборов контроля за качеством га- 319 за ПХГ

5.5 Совершенствование методов контроля эксплуатации ПХГ

5.6. Совершенствование системы контроля за эксплуатацией 360 Северо-Ставропольского ПХГ

6. МЕТОДОЛОГИЯ ОПТИМИЗАЦИИ УПРАВЛЕНИЯ 378 ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ПХГ

6.1. Комплексная геолого-промысловая модель эффективной 378 эксплуатации ПХГ

6.2. Промысловая модель газосборной системы ПХГ

6.3. Разработка автоматизированной системы управления 417 технологическим процессом ПХГ

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методология повышения надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа на стадии развития и окончания строительства"

Актуальность исследований. Основным элементом топливно-энергетического комплекса России является Единая система газоснабжения (ЕСГ), представляющая собой совокупность взаимосвязанных объектов (подсистем) добычи, дальнего транспорта, ПХГ и распределения, осуществляющих непрерывный процесс подачи газа потребителям. Особая роль в комплексе обеспечения высокой надежности функционирования ЕСГ, стабильных и гарантированных поставок газа потребителям принадлежит ПХГ, служащим для покрытия сезонных неравномерностей потребления газа регионами, расположенными на больших расстояниях от газодобывающих районов. Повышение надежности и эффективности эксплуатации ПХГ является актуальной проблемой, решение которой, прежде всего, связано с правильностью выбора объекта, повышением качества строительства и ремонта скважин.

Эта проблема в России решается путем создания системы подземных хранилищ природного газа. В основном подземные хранилища, размещаемые в непосредственной близости от потребителей, решают задачи покрытия сезонной неравномерности газопотребления, обеспечивают небольшие объемы оперативных резервов газа, резервов на аномально холодную зиму и для увеличения надежности газоснабжения различных регионов требуют дальнейшего развития.

Но сегодня, в сложившейся ситуации, полностью проблема обеспечения надежности газоснабжения крупных регионов не может быть решена путем создания подземных хранилищ газа только такого типа.

Для решения этой проблемы, на наш взгляд, необходимо создание крупных базовых подземных хранилищ, которые, наряду с вышеизложенными задачами должны порой брать на себя на какой-то период и полное газоснабжение крупных регионов в зимнее время. Кроме этого, в хранилищах такого типа может создаваться долгосрочный резерв, который может быть отобран из хранилища либо непосредственно после отбора в осенне-зимний период, либо в следующий период отбора без дополнительной закачки газа. Задачи, которые ставятся перед базовыми хранилищами, естественно, выдвигают и новые требования к объектам, в которых они создаются. Хотя хранилища такого типа могут быть созданы как в истощенных месторождениях, так и в водоносных структурах, на наш взгляд, предпочтение следует отдать истощенным месторождениям. Это должны быть крупные истощенные газовые месторождения с достаточно большим газонасыщенным объемом продуктивного пласта, обладающего хорошими коллекторскими свойствами, герметичной ловушкой, расположенные в мощном газотранспортном узле в европейской части России. Одним из таких регионов является Северный Кавказ, который в свое время был крупным газодобывающим районом, а сейчас является крупным потребителем газа. Регион располагает истощенными газовыми месторождениями, которые являются основой для создания крупных базовых ПХГ. Наиболее полно отвечает задачам, стоящим перед базовыми подземными хранилищами, Северо-Ставропольское ПХГ, созданное на базе крупного истощенного газового месторождения и имеющее два объекта для хранения газа - в хадумском горизонте и зеленой свите, существенно отличающихся по своим характеристикам и режимам работы. Северо-Ставропольское подземное хранилище газа (СС ПХГ) расположено на территории Изобильненского района Ставропольского края, является одним из элементов Единой газотранспортной системы ОАО «Газпром».

Создание ПХГ в пористых средах в нашей стране начато в 1958 г, введением в эксплуатацию мелких выработанных залежей истощенных месторождений Куйбышевской области. Данные ПХГ предназначались в основном для утилизации попутного нефтяного газа. В этом же году началась эксплуатация Елшано-Курдюмовского ПХГ в Саратовской области [1, 2].

За последующие 45 лет проведена огромная работа по созданию подземных хранилищ газа в Единой Системе Газоснабжения (ЕСГ). В настоящее время наблюдается увеличение роли ПХГ в надежной работе ЕСГ. Проходящая реструктуризация потребления энергоресурсов в пользу газа и развитие рыночных отношений постоянно увеличивают сезонную неравномерность потребления газа. Поэтому модернизация и строительство ПХГ вошло в список первоочередных дел ОАО «Газпром».

Сейчас в России создана развитая система ПХГ, включающая 24 объекта, в которых хранится около 80 млрд м3 активного газа. Максимальная суточная производительность всех ПХГ составляет около 450 млн м3 [3 - 5] Количество буферного газа в хранилищах с учетом оставшихся от разработки 35 млрд м3 составляет 80 млрд м3 [1].

В истощенных газовых месторождениях создано 70 % существующих и сооружаемых ПХГ. Большинство ПХГ являются крупными подземными хранилищами, создание которых вызвано потребностями развития газовой промышленности России.

ПХГ имеют многоцелевое назначение в системе газоснабжения:

- регулирование сезонной неравномерности;

- дополнительная подача газа потребителям в аномально холодную зиму;

- обеспечение надежности экспортных поставок газа;

- создание долгосрочных резервов на случай непредвиденных экстремальных ситуаций;

- создание оперативных запасов газа на случай кратковременных аварийных ситуаций в системе газоснабжения.

Созданная в России система хранилищ позволяет обеспечить:

• 15 % объема годового потребления российских потребителей;

• 40 % дневного потребления газа российскими потребителями;

• 12 % объема экспортных поставок газа.

По своему назначению подземные хранилища газа подразделяются на оперативные и резервные [6, 7]. Оперативные хранилища газа делятся на базисные (сезонные) и пиковые. Базисные предназначены для регулирования сезонной неравномерности газопотребления и по технологическому признаку характеризуются относительно стабильными режимами закачки и отбора газа. Различают газовые хранилища - в водоносных пластах и в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях (залежах). Одним из таких оперативных базисных хранилищ является ПХГ, созданное в истощенной газовой залежи хадумского горизонта.

Подземные хранилища газа в терригенных коллекторах, по сути происходящих процессов, являются сложной системой, поведение которой обуславливается воздействием внешних и внутренних факторов. В технологической системе ПХГ используется значительно больший действующий фонд скважин, в результате циклических закачек и отбора газа происходит разнонаправленное движение газоводяного контакта (ГВК), значительные колебания давлений и температуры. Воздействие этих факторов приводит к изменению емко-стно-фильтрационных свойств (ЕФС) коллектора. Для оценки ЕФС газонасыщенного коллектора в ПХГ немало важным является совершенствование промысловых методов определения коллекторских свойств. Кроме того, для ПХГ, характеризующихся значительной площадью газоносности и неравномерностью эксплуатации отдельных зон большое значение с целью совершенствования геолого-промыслового обеспечения эффективной эксплуатации ПХГ имеет разработка геолого-промысловых моделей, позволяющих рационально прогнозировать режимы эксплуатации ПХГ в целом, так и отдельных его зон.

В силу специфических особенностей подземные хранилища газа не только подвергаются воздействию внешних и внутренних факторов, но и сами оказывают значительное техногенное влияние на объекты природной среды. При этом геохимический техногенез свойственен всем этапам - от бурения скважин и строительства объектов до введения их в эксплуатацию, а так же на протяжении всего периода эксплуатации хранилищ.

Продуктивный пласт ПХГ представляет собой весьма сложную флюидо-динамическую систему, чувствительно реагирующую на всякое воздействие в призабойной зоне пласта (ПЗП). При этом возникают процессы, течение и последствия которых зависят от емкостно-фильтрационных свойств горных пород, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, а также характера воздействия на пласт при его вскрытии и эксплуатации.

Работа ЕСГ в значительной степени определяется резкой неравномерностью потребления газа во времени (сутки, неделя, месяц, год). На потребность в газе влияет множество природно-техногенных факторов как периодического, так и стохастического характера. Это определяет ярко выраженный переменный характер потребности в газе. Особенно большое влияние на динамику потребности в газе оказывает погода. Так, например, спрос на газ в холодные зимние дни превышает среднегодовой суточный его расход в 10 -15 раз [1-5].

Обеспечивая бесперебойную, равномерную, независимо от сезона года, поставку газа потребителям, подземные хранилища, при всех отличиях положения искусственной залежи (соляные, нефтегазоносные структуры, водоносные горизонты) характеризуются подобием технологических схем и определенным набором технологических объектов, входящих в их инфраструктуру. В связи с этим, воздействие ПХГ на окружающую среду может считаться однотипным и при нормальном технологическом режиме работы отличается только масштабом [8, 9]. Масштаб же воздействия ПХГ на окружающую среду, при прочих равных условиях, контролируется показателями, характеризующими как состояние отдельных компонентов природной среды и экосистем в целом, так и характеристиками, определяющими устойчивость последних к воздействию ПХГ. Исходя из этого, методические подходы, разработанные для одного из ПХГ и результаты, полученные в процессе проведения оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) могут быть использованы для всей подотрасли в целом.

В связи с этим до настоящего времени остался ряд вопросов, трудно разрешимых с позиции традиционных подходов к изучению механизма работы ПХГ. Это в первую очередь относится к проблеме формирования газового объема в резервуаре, динамике передвижения ГВК, неравномерности заполнения отдельных объемов резервуара, вопросам рационального природопользования при строительстве объектов хранилищ (скважин, дожимных компрессорных скважин и т.п.), совершенствования геоэкологического контроля и повышение уровня экологической безопасности технологических процессов при эксплуатации ПХГ.

Большинство ПХГ созданы на базе истощенных газовых месторождений и характеризуются аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД). Для таких объектов особо важным является вопрос о разработке технологий временного блокирования продуктивного пласта при строительстве скважин и проведении в них ремонтно-восстановительных работах (РВР), предотвращающих значительное загрязнение коллекторов.

Циклический характер эксплуатации ПХГ, приуроченных, как правило, к неустойчивым терригенным коллекторам и наличие водопритоков приводит к разрушению ПЗП, образованию песчано-глинистых пробок, снижению производительности скважин.

Поэтому весьма актуальным является разработка методических основ-повышения надежности создания и эксплуатации ПХГ путем совершенствования: системы геолого-промыслового контроля при создании и эксплуатации; технологии строительства скважин; методов проведения ремонтно-восстановительных работ; способы повышения производительности скважин; методов диагностирования объектов ПХГ; пути рационального природопользования при строительстве и эксплуатации подземных газохранилищ; геоэкологического контроля и повышение уровня экологической безопасности технологических процессов при эксплуатации ПХГ. Срок эксплуатации ПХГ рассчитан на многие десятилетия. В связи с чем возникает необходимость рассмотреть вопросы, влияющие на надежность и безопасность эксплуатации ПХГ, в едином комплексе: геологические условия, особенности создания и эксплуатации СС ПХГ, факторы, влияющие на параметры ПХГ; проектирование и строительство скважин; ремонтно-восстановительные работы; контроль за объектами (диагностирование); экология; факторы воздействия ПХГ на окружающие среды.

Под методологией в настоящей работе понимается совокупность методов, применяемых в науке о нефти и газе [10]. Различные виды научного знания включают [11]:

1. Интуитивное (доэмпирическое) знание;

2. Дискурсивное знание:

2.1. Предметное знание:

2.1.1. Эмпирическое знание;

2.1.2. Теоретическое знание;

2.2. Методическое знание.

В доэмпирическое знание входят три компонента: 1) понятие о предмете исследования, 2) формулировка проблем, 3) эвристическое знание. Сложившаяся ситуация требует строгого рассмотрения основных положений прикладных наук на основе продуманной терминологической базы, так как правильно сформулированное понятие само по себе уже обладает гносеологическими свойствами. Прежде всего, в системе "объект-термин-понятие" должно быть установлено взаимно однозначное соответствие [12]. Однако в действительности это наблюдается далеко не всегда, что подчас приводит к непониманию исследователями друг друга особенно в условиях "терминологических" споров, дискуссий (как правило бесплодных). Кроме того, термины должны быть связаны в определённые системы через логические системы понятий. Эта непростая задача существующими словарями к сожалению не разрешена. Авторы словарей включают определения, являющиеся традиционно общепринятыми или/и сформулированными авторитетными исследователями [12].

Объект природы имеет бесконечно большое число свойств и отношений с другими объектами. Предмет же характеризуется наличием ограниченного числа свойств и отношений и "функционирует в мышлении как понятие" [11]. Понятие - это мысль о признаках предмета, существенных для конкретной цели исследования в определённых условиях, выражающаяся словами и являющаяся определением предмета. Под определением понимается результат логической операции отличения, отыскания или построения предмета, выраженной в виде некоторой формулировки. В философии под определением понимается языковое выражение сущности предмета.

Эмпирическое знание образуют научные факты вместе с их документацией, систематизацией и описанием. Факт представляет собой зарегистрированное событие и может быть получен или при наблюдении, или в эксперименте.

Следует особо обратить внимание, что нельзя рассматривать какой-либо факт в обособленности от условий его получения, а необходимо использовать при проверке теоретических положений (гипотезы, теории) совокупность или совокупности фактов. Отдельно взятый факт не является доказательством справедливости гипотезы и/или теории. Это связано с многовариантностью развития, в частности с дивергенцией и конвергенцией, процесса и/или тела, обусловленной стохастическим отбором возможностей, а также с тем, что получение фактов и их обработка носит дискретный характер при наличии различных информационных шумов. Кроме того, в науках о нефти и газа очень часто приходится решать некорректно поставленные задачи, в разработку теории решения которых большой вклад внесли А.Н. Тихонов, В.Я. Ар-сенин, В Н. Страхов, А.Б. Бакушинский, А.В. Гончарский, Ю.П. Пытьев и другие.

Теоретическое знание включает два компонента: гипотеза и теория. Большой процент в науках о нефти и газа знания отвечает требованиям, предъявляемым к гипотезе, а не к теории, хотя нередко таковыми называются. Одной из составных частей теории является закон в природе, т.е. "взаимная связь двух объектов или процессов или двух свойств одного объекта (процесса), причём связь, выявляющая сущность, объективная, общая для некоторой области действительности, необходимая при наличии определённых условий и инвариабельная" [11]. Логика, как один из методов мышления, исследует три формы - понятие, суждение и умозаключение. «Умозаключение

- форма мышления или логическое действие, в результате которого из одного или нескольких известных нам и определённым образом связанных суждений получается новое суждение, в котором содержится новое знание» (Н.И. Кондаков, 1975). В диссертационной работе теоретическое знание строилось ги-потеко-дедуктивным и аксиоматическим методами, правильность умозаключений при их проверке устанавливалась методами верифицируемости и фальсифицируемости, а главным критерием истинности явился метод практики.

Современные естественные науки остро нуждаются в ревизии парадигмы для решения важных теоретических и прикладных задач. Это требует в свою очередь углубленного понимания сущностей объектов, процессов и явлений на основе системного подхода. Применение системного подхода обусловливает необходимость использования динамических методов исследований, выявления и изучения внутренних механизмов развития материальных структур. Динамические методы исследований базируются на модельных представлениях, принципе аналогии и подобия, поиске единых основ формирования и развития структур вещества, явлений, процессов и взаимодействий на всех уровнях организации.

Целью науки в настоящее время является «вскрытие внутреннего механизма явлений, анализ причинно-следственных отношений между материальными образованиями, участвующими в изучаемых явлениях и эффектах, и на их основе изучения механизма отдельных явлений выявление общих для всех явлений закономерностей» [13]. Выявление внутреннего механизма явлений и процессов базируется прежде всего на принципе причинности. Принцип неопределенности, случайности не учитывает того, что случайность подчинена внутренним скрытым законам и обусловлена двумя причинами: 1) неучетом несущественных факторов; 2) проявлением эффекта на макроуровне, которое не может быть без достаточного накопления изменений на микроуровне какого-либо процесса. Последнее тесно связано с дискретными и квантовыми процессами, различного рода нелинейностями, обратными связями внутренних регуляторов явлений, законами нечувствительности и т.п. Признание же причинно-следственных связей не исключает единого механизма у всех элементарных явлений и взаимоотношений.

Накопление энергетических связей в веществе является проявлением процесса перехода материальной составляющей в информационную. Обратный процесс может происходить как увеличение плотности вещества; его массы или возникновением более сложной организации [14].

В каждом процессе и объекте идут колебательные движения от информационного единства к физической дифференциации. Условием развития этих двух противоположностей является наличие третьего элемента, обеспечивающего непроявленное присутствие одной противоположности в другой. Эту роль выполняет энергия, являющаяся посредником. Информация, энергия и вещество составляют единое целое.

С нарастанием неоднородности степень единства в ограниченной части пространства повышается настолько, что объект обособляется от системы, выделяется из нее. Плотность информации повышается настолько, что возникает противостояние между объектом и окружающим миром. Вещество, время и пространство - это внешняя форма, информация - это содержание. Содержание реализуется формой, форма развивает содержание.

Автор в данной работе сделал попытку комплексного (системного) подхода к решению названной проблемы. Системный подход, как известно [15], считает «целое» начальной точкой исследования. При этом целостность системы не противоречит её составленности из элементов. Система понимается как «совокупность элементов, находящихся в отношениях и связях друг с другом, которая образует определённую целостность, единство». В работах [16 -18] убедительно показано, что система («всеобщее») является элементом («единичным») надсистемы и элемент («единичное») системы есть подсистема, то есть система («всеобщее»). Общее (как философская категория) выражается в единичном как особенное. Структура - совокупность устойчивых связей объекта, обеспечивающая сохранение им основных свойств при различных внешних и внутренних изменениях [11]. Если система подверглась воздействию со стороны внешнего окружения, то она впоследствии ответит самопреобразованием структуры. Преобразование может быть взаимным или односторонним. Таким образом, структура есть динамичный трансформирующий и трансформируемый фильтр, изменяющий характер восприятия системой воздействия. При системном анализе (синтезе) необходимо учитывать масштабы (размерность) системы [19], так как при больших масштабах систему уже можно рассматривать как совокупность структурных элементов, не взаимосвязанных друг с другом функциональными взаимодействиями, характерными для структурных элементов системы меньшего масштаба.

Время естественных объектов Земли и ее самой в целом обусловлено перекрещивающимися взаимодействиями в прямых и встречных линиях полииерархической организации природы. В самом общем виде намечаются встречные «организационно-таксономические потоки». Время каждого из уровней является интегративным, поскольку системы этого уровня взаимодействуют не только между собой, но и с подсистемами и с надсистемами.

Прогнозирование представляет собой процесс предсказания, предвидения состояния какого-либо явления, процесса, объекта. Оно, являясь одной из форм предвидения научного в социальной сфере, взаимосвязано с целе-полаганием, планированием, программированием, проектированием, управлением.

Как правило, имеет место безусловное предсказание, имеющее целью приспособить действия к ожидаемому состоянию объекта. Конечным результатом прогнозирования является прогноз, представляющий собой новую информацию о состоянии объекта, опережающую во времени и пространстве информацию, которая может быть получена в будущем при непосредственном изучении объекта. Решающий критерий истинности прогноза - это сравнение данных прогноза с информацией, полученной при непосредственном изучении объектов [20].

Методы прогнозирования подразделяются на интуитивные и систематические (рациональные). Интуитивные методы, являющиеся фрагментами систематических, включают в себя индивидуальное научное предвидение и методы опроса групп экспертов (методы комиссий), которым в различной мере присущ субъективизм. и пространство - это внешняя форма, информация - это содержание. Содержание реализуется формой, форма развивает содержание.

Наиболее плодотворно развиваются и эффективно применяются основанные на систематическом математическом мышлении рациональные методы.

Большое влияние на развитие рациональных методов оказали работы ведущих кибернетиков, математиков, физиков таких как Л. Берталанфи, Ст. Вира, Л. Бриллюена, Н. Бусленко, Н. Винера, В. Галактионова, А, Колмогорова, С. Курдюмова, Л. Ландау, Е. Лифшица, А. Ляпунова, Дж. фон Неймана, А. Самарского, А. Тихонова, К. Шеннона и других.

Довольно широко распространено применение метода аналогии (!)1, являющегося одной из основ метода исторического актуализма и состоящего в нахождении сходства между двумя объектами (явлениями), если между ними уже обнаружено некоторое основное соответствие. Данный метод не является строго доказуемым, а есть выработка правдоподобной гипотезы.

Морфологический метод был разработан в США швейцарским астрономом Фрицем Цвинки [21, 22]. Он реализуется поэтапно и включает: 1) точную формулировку проблемы; 2) выделение и изучение характерных параметров; 3) построение n-мерного пространства на основе системы матриц. В каждой ячейке n-мерного пространства прослеживается последовательность элементов и свойств (независимых или неприводимых), описывающих каждый из выделенных параметров, что определяет варианты решения проблемы, из которых в результате сравнения выбирается один из них.

Контекстуальное картографирование заключается в том, что посредством логического анализа причинно-следственных связей или экстраполяции сопоставляются параметры системы за пределами уже известной области её функционирования. Это позволяет осуществлять прогноз в связи с изменением условий функционирования систем не только во времени. Контекстуальное картографирование и морфологический метод в геологических науках позволяют создавать логические схемы различных классификаций.

Метод интерполяции (!) заключается в точном или приближенном восстановлении функции на заданном интервале по её известным значениям или/и по значениям её производных в конечном множестве точек, принадлежащих этому интервалу. Широко используется при построении графических моделей, как правило, линейная интерполяция, то есть функция приближается прямой линией, проходящей через две соседние узловые точки с привлечением так называемых апостериозных сведений, связанных с информацией общегеологического характера. Однако в последние десятилетия интенсивно внедряются построения карт, основанные на детерминированной и статистической моделях с эффективным использованием ЭВМ [23 - 30].

Экстраполяция тенденций (!), являющаяся часто применяемым в геологии методом прогнозирования, состоит в распространении результатов, полученных из наблюдений над одной частью явления (процесса), на другую его часть. Например, если известны значения функции f(x) на отрезке [а,Ь], то экстраполирование (экстраполяция) позволяет определить значения функции в точках, лежащих вне этого отрезка. Экстраполяция может быть феноменологической, то есть основанной на данных физических экспериментов и наблюдений и имеющей дело с самими геологическими объектами, процессами,

1 Методы, которые были использованы в диссертационной работе, отмечены знаком (!).

Достоверная схематизация и построение модели или расчетной схемы должна оцениваться двумя критериями: 1) насколько хорошо работает модель по воспроизведению изучаемого процесса, 2) диагностически оценивать ее соответствие объекту.

Обратными задачами с позиций общей теории управления системами являются задачи оценки параметров и состояний модели и объекта с целью установления их соответствия для последующего управления этим объектом. Идентификация при этом осуществляется в условиях функционирования объекта по результатам наблюдений за его входными и выходными сигналами. Тогда гидрогеологическую модель можно представить как некоторую сложную систему, которая идентифицируется с реальным гидрогеологическим объектом. Ставится цель построение модели, которая наилучшим образом будет отображать изучаемый объект и позволит в дальнейшем надежно решать на ней различные задачи.

Каждая динамическая система характеризуется своими типами массо- и энергообмена, обладает своим набором элементов, определяющих ее структуру, особенности строения, свойства и их количественные показатели, имеет свои виды связей с внешней средой, отличаются своим развитием, т.е. изменением во времени. Каждому уровню системы отвечают определенные объем и вид информации, обратные связи и формы их проявления.

Решение задачи при физическом моделировании (!) осуществляется: 1) при натурном моделировании, когда в исследуемый объект (явление, процесс) не вносятся изменения и не создаются специальные установки; при обобщении сведений о явлениях, процессах, происходящих в естественных условиях; 2) на специальных моделях, стендах. Этот вид моделирования обладает большой наглядностью и применяется в петрофизике при изучении физико-химических свойств пород и флюидов в близких к естественным условиям [20, 32, 33]. Весьма затруднённым становится построение модели сложных нелинейных систем с многозначной стохастической структурой.

Аналоговое моделирование заключается в том, что если явления (процессы) в двух сопоставляемых системах характеризуются различной физической природой, но некоторые исследуемые процессы, протекающие в двух системах, описываются формально одинаковыми дифференциальными уравнениями, то можно считать одну систему прямой моделью-аналогом другой.

В диссертационной работе использованы следующие основные математические методы: 1) факторный анализ; 2) метод главных компонент; 3) корреляция; 4) тренд-анализ; 5) спектральный анализ; 6) решение дифференциальных уравнений; 7) решение системы простых дифференциальных уравнений численными методами (машинный эксперимент); 8) сглаживание; 9) метод распознавания образов. Следует отметить, что при разработке моделировании процессов применялся комплексный подход, то есть использовались детерминантно-стохастические математические модели, позволяющие «более правильно характеризовать какое-либо явление с качественной стороны даже при недостаточных в количественном отношении параметрах» [20].

Основные задачи исследований:

• комплексное обобщение материалов по геологическому строению Се-веро-Ставропольской площади;

• анализ создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ;

• оценка современного состояния экологической безопасности СевероСтавропольского ПХГ;

Теоретическими и методическими основами работы послужили основные положения техники и технологии бурения скважин, общей теории систем и их прикладных аспектов к анализу функционирования открытых природ-но-техногенных систем, физической и коллоидной химии, термодинамики, механики сплошных и дискретных сред, подземной гидромеханики газожидкостных систем, вычислительной математики, математической статистики, планирования эксперимента а также совокупности знаний по геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений.

Под руководством автора и при его непосредственном участии создано и эффективно эксплуатируется на протяжении более 25 лет крупнейшее в мире Северо-Ставропольское ПХГ, проводились опытно-методические, промысловые исследования и испытания на более чем 1200 скважинах подземных хранилищах газа Российской Федерации.

Научная новизна заключается в:

- разработке теоретической модели и оценке эффективности подкон-тактной закачки газа в ПХГ на стадии развития с целью формирования оптимального газонасыщенного объема;

- научном обосновании необходимого соотношения объемов активного и буферного газа ПХГ;

- совершенствовании системы диагностирования объектов ПХГ;

- разработке флюидодинамической модели сооружения гравийных фильтров в газовых скважинах;

- в области контроля за эксплуатацией ПХГ - систему эколого-производственного контроля, методы геолого-промыслового контроля, метод и приборный комплекс контроля состава газа;

Практическая значимость. Разработанный автором комплекс технологий на этапах строительства и капитального ремонта скважин позволил повысить надежность, эффективность и безопасность эксплуатации скважин ПХГ. Проведенная комплексная оценка современного состояния экологической безопасности позволила разработать систему эколого-производственного контроля, внедренную на Северо-Ставропольском ПХГ. Предложенные автором технологии и организационная схема оптимизации управления эксплуатацией ПХГ использованы при составлении технологических режимов эксплуатации Северо-Ставропольского и других ПХГ России.

Реализация результатов исследований. Полученные в процессе исследований результаты использовались при подготовке технологических проектов создания и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте и зеленой свите, а также при эксплуатации, строительстве и капитальном ремонте скважин Северо-Ставропольского, Щелковского и Песчано-Уметского ПХГ.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы были представлены на Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО "СевКавНИПИгаз" (Ставрополь, 1997); III Региональной научно-технической конференции "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону" (Ставрополь, 1999); XXIX и XXX научно-технических конференциях по результатам научно-исследовательской работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов (Ставрополь, 1998, 1999); Первой международной конференции "Циклы" (Ставрополь, 1999); Совещании ОАО «Газпром» по состоянию и проблемам капитального ремонта скважин (Москва, 1999); Совещании ОАО «Газпром» по подземному хранению газа (Москва, 1999); XII, XIII Международных конгрессах «Новые технологии для газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» - CITOGIC (Уфа, 1999; Москва 2000, Салехард, 2001, Геленджик, 2002, Санкт-Петербург, 2003), заседаниях Секции по подземным хранилищам газа Комиссии по месторождениям и ПХГ ОАО «Газпром» (Саратов, 1998, 2002, Москва, 1999, 2000, 2001, Валдай, 2000, Нижний Новгород, 2001, Уфа, 2002, Сочи, 2003, Ставрополь, 2003, Небуг, 2004), научно-техническом совете Управления по подземному хранению газа и жидких углеводородов ОАО «Газпром» (Москва, 2000), научно-практическом семинаре «Проблемы моделирования работы скважин и пластовых систем при создании и эксплуатации ПХГ в пористых пластах» (Москва, 2001), секции «Экология и охрана окружающей среды» НТС ОАО «Газпром» (Сочи, 2002), VII Международной научно-практической конференции «Научно-техническая информация и научно-техническая рекпама-2002» (Москва, 2002), Международной научной конференции «ВНИИгаз на рубеже веков: наука о газе и газовые технологии» (Москва, 2003), XXII Мировом газовом конгрессе (Токио, 2003).

Автором защищаются следующие основные положения:

1. Комплекс технологических решений, позволяющий повысить надежность, эффективность и безопасность строительства, ремонта и эксплуатации скважин ПХГ, включающий составы ТЖ и технологию временного блокирования ПЗП, технологию создания искусственной ПЗП, составы ТЖ и технологию селективной водоизоляции, технологию создания высокопроницаемой искусственной ПЗП в эксплуатационной газовой скважине, новые составы ТЖ для интенсификации притоков в эксплуатационных скважинах;

2. Совокупность методов по повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, включающих метод и схему зонных закачки и отбора газа, критериальные условия безопасной эксплуатации ПХГ, систему диагностирования объектов ПХГ, комплексную методику анализа состава газа;

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав и заключения, изложенных на 461 странице машинописного текста, включает 120 рисунков, 65 таблиц, 213 формул. Список использованных источников состоит из 253 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Зиновьев, Василий Васильевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе получены следующие основные результаты:

1) создание крупных базовых подземных хранилищ, которые, наряду с покрытием сезонной неравномерности газопотребления должны порой брать на себя на какой-то период и полное газоснабжение крупных регионов в зимнее время, экономически и технологически осуществляться на основе крупных истощенных газовых месторожденияй с достаточно большим газонасыщенным объемом продуктивны^пластов, обладающих хорошими коллекторскими свойствами, герметичной ловушкой, расположенные в мощном газотранспортном узле в европейской части России;

5) разработаны зонные схемы закачки и отбора газ из ПХГ, которые состоят в том, что вся площадь хранилища разбивается на 5 зон по очередности включения скважин в закачку или отбор. Группы скважин каждой зоны подключаются в закачку или отбор последовательно. Внедрение зонных схем позволило уменьшить поступление воды за первые 5 лет почти в два раза. Кроме того, число обводнившихся скважин также снизилось с 28 до 3;

7) решена задача совместной эффективной эксплуатации двух объектов хранения газа Северо-Ставропольского ПХГ, обладающих существенными геологическими и технологическими особенностями, которая позволяет надежно обеспечивать газоснабжение региона как в штатных, так и в экстремальных ситуациях. На СС ПХГ созданы уникальные условия по регулированию суточной неравномерности отбора. Объемы газа отбираемого газа определяются работой компрессорных станций и числом действующих скважин ПХГ. При этом изменение объемов отбора газа на 4-5и 10-12 млн м3/сут достигается за счет разного^числа работающих агрегатов на ДКС-2 и ДКС-1 соответственно, а на 1 - 3 млн м3/сут - в результате соответствующего регулирования отбора из ПХГ в зеленой свите при замене штуцеров или изменении числа действующих скважин;

9) основными видами воздействия СС ПХГ на окружающую среду являются: выбросы в атмосферу углеводородов, оксидов азота и углерода от компрессорных станций, эмиссия метана с территории газохранилища, нарушение почвенного покрова в процессе бурения и обустройства скважин, возможное загрязнение почв буровыми растворами и выбросами в атмосферу, поступление загрязняющих веществ в поверхностные и грунтовые воды за счет смыва с территории ПХГ, сбросов с компрессорных станций и при авариях на скважинах. Уровень загрязнения атмосферы на большей части территории газохранилища не превышает установленных нормативов. Объекты ПХГ, работающие в безаварийном режиме, существенного влияния на загрязнение атмосферного воздуха не оказывают. Максимальные концентрации загрязняющих веществ (до 1 - 1,2 ПДК) отмечены вблизи населенных пунктов и автодорог, которые являются основными загрязнителями атмосферы.

10) миссия метана в атмосферу с территории горного отвода СС ПХГ составляет 132 т/год. Районы повышенной эмиссии метана связаны с зонами сильной разбуренности чокракской газоносной залежи и с выходами на поверхность средне-сарматского водоносного горизонта. Локальные очаги эмиссии метана приурочены к площадкам эксплуатационно-нагнетательных скважин. В почво-грунтовой толще в результате бактериального окисления, процессов сорбции и растворения поглощается 334 т/год метана;

14) экономический эффект от внедрения указанных технологий на Севе-ро-Ставропольском ПХГ за период 1998 - 2003 гг. составил более 120 млн руб.

В качестве ближайших задач по повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, в решении которых автор видит свое дальнейшее участие, выдвигаются следующие: *

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Зиновьев, Василий Васильевич, Ставрополь

1. Бузинов С.Н., Парфенов В.И. Подземное хранение газа в России: современное состояние, проблемы и перспективы развития // Сборник научных трудов. 50 лет ВНИИгазу 40 лет ПХГ. М.: РАО «Газпром», 1998. С. 5 -16.

2. Ремизов В.В. Развитие газовой промышленности России и роль подземного хранения газа в обеспечении надежности газопотребления // Доклады на Международной конференции по подземному хранению газа. М.: Газпром, 1995. С. 4 7.

3. Современные тенденции развития подземного хранения газа в Российской Федерации // А.Е. Арутюнов, В.И. Парфенов, С.Н. Бузинов и др. Сборник научных трудов?1' Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. М.: ВНИИгаз. 2003. С. 21 -29.

4. Арутюнов А.Е., Бузинов С.Н. Создание типовых подземных хранилищ газа в пористых средах // Сборник научных трудов. Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. М.: ВНИИгаз. 2003. С. 30 34.

5. Гриценко А.И. Научная основа создания ПХГ. Теория и практика // Доклады на международной конференции и подземному хранению газа. М.: Газпром, 1995. С. 17 26.

6. Подземное хранение газа важнейший элемент энергетической безопасности России // В.И. Парфенов, А.Е. Арутюнов, С.Н. Бузинов и др. // Газовая промышленность, 2000, № 7. С. 41 - 43.

7. Экология подземного хранения газа // Э.Б. Бухгалтер, Е.В. Дедиков, Л.Б. Бухгалтер и др. М.: МАИК «Наука/Интерпериодика», 2002. 431 с.

8. Современное состояние и резервы обеспечения экологической безопасности подземных хранилищ газа // Б.В. Будзуляк, В.И. Парфенов, А.Е. Арутюнов и др. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002.106 с.10. Определение

9. Шарапов П.П. Метагеология. Некоторые проблемы. М.: Наука, 1989. 208 с.

10. Косыгин Ю.А. Тектоника. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1983. 536 с.

11. Ацюковский В.А. Материализм и релятивизм. Критика методологии современной теоретической физики. М.: Энергоатомиздат, 1992. 192 с.

12. Лазарев С.Н. Диагностика кармы. Книга 1. Система полевой саморегуляции. Санкт-Петербург: АО «Сфера», 1994. 160 с.

13. Методы теоретической геологии. Под ред. И.И. Абрамовича. Л.: Недра, 1978.307 с.

14. Система. Симметрия. Гармония. Под ред. B.C. Тюхтина, Ю.А. Урманцева. М.: Мысль, 1988. 315 с.

15. Смирнов Ю.П. Системообразующие факторы // Тезисы докладов II Всесоюзной конференции «Системный подход в геологии» (теоретические и прикладные аспекты). Часть 1. М.: МИНГ, 1986. С. 193 194.

16. Урманцев Ю.А. Эволюционика или общая теория развития систем природы, общества и мышления. Пущино: ОНТИ НЦ БИ АН СССР, 1988. 79 с.

17. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1988. 204 с.

18. Буряковский Л.А., Джафаров И.С., Джеваншир Р.Д. Прогнозирование физических свойств коллекторов и покрышек нефти и газа. М.: Недра, 1982. -200 с.

19. Мартино Дж. П. Тектоническое прогнозирование. Пер. с англ. М.: Прогресс, 1977. 591 с.

20. Янч Э. Прогнозирование научно-технического прогресса. Пер. с англ. Под ред. Д.М. Гришина. М.: Прогресс, 1974. 586 с.

21. Аронов В.И. Методы построения карт геолого-геофизических признаков и геометризации залежей нефти и газа на ЭВМ. М.: Недра, 1990. 301 с.

22. Матусевич А.В. Объемное моделирование геологических объектов на ЭВМ. М.: Недра, 1988. 184 с.

23. Волков A.M. ГеЪлогическое картирование нефтегазоносных территорий с помощью ЭВМ. М.: Недра, 1988. 221 с.

24. Вычислительные математика и техника в разведочной геофизике: Справочник геофизика // Под ред. В.И. Дмитриева. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1990. 498 с.

25. Математические методы и ЭВМ в поисково-разведочных работах // М.С. Арабаджи, Э.А. Бакиров, B.C. Мильничук и др. М.: Недра, 1984. 264 с.

26. Опыт применения математических методов в геологии // М.С. Арабаджи, Ю.М. Васильев, B.C. Мильничук и др. М.: Недра, 1969. 192 с.

27. Справочник по математическим методам в геологии // Д.А. Родионов, Р.И. Коган, В.А. Голубева и др. М.: Недра, 1987. 335 с.

28. Стохастические модели в морфоструктурном анализе. М.: Недра, 1985. 152 с.

29. Основы научных исследований // В.И. Крутов, И.М. Грушко, В.В. Попов и др. Под ред. В.И. Крутова, В.В. Попова. М.: Высшая школа, 1989. 400 с.

30. Авчян Г.М., Матвеенко , А.А., Стефанкевич З.Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. М.: Недра, 1979. 224 с.

31. Петров Л.П. Методика изучения физических свойств горных пород при одновременном воздействии горного и пластового давления II Труды МИНГХ и ГП, выпуск 89. М.: Недра, 1969. С. 66 71.

32. Государственный водный кадастр. Ресурсы поверхностных вод. Т. 7, 8. Л.: Гидрометеоиздат, 1973.

33. Воронков П.П. Формирование химического состава поверхностных вод степной и лесостепной зон Европейской территории СССР. Л.: Гидрометеоиздат, 1956.

34. Апёкин О.А. Гидрохимическая карта рек СССР. Труды ГГИ. Выпуск 25(79). 1950.

35. Апёкин О.А. К изучению количественных зависимостей между минерализацией, ионным составом и водным режимом рек СССР. Труды ГГИ. Выпуск 25(79). 1950.

36. Алёкин О.А. Основы гидрохимии. Л.: Гидрометеоиздат, 1970.

37. Горелов С.К. Морфоструктурный анализ нефтегазоносных территорий. 1972.

38. Гниловский В.Г., Горелов С.К. Геоморфологические особенности новейших и современных движений локальных структур Ставропольской возвышенности. Труды Ставропольскогр Государственного педагогического института. Выпуск 18. 1959.

39. Сафронов И.Н. Геоморфология Северного Кавказа и Нижнего Дона. 1987.

40. Добровольский Г.В., Урусевская И.С. География почв. 1984.

41. Глазовская М.А. Опыт классификации почв мира по устойчивости к техногенным кислотным воздейтвиям. Почвоведение, 1990, № 9. С. 82 96.

42. Соколова Т.А., Дронова Т.Я. Изменение почв под влиянием кислотных выпадений. М.: МГУ, 1993. 65 с.

43. Varallaya G., Readle М. Map of the succeptibility of soil acidification in Hungary. Budapest., 1989. P. 79 94.

44. Куприченков M.T., Каргальцев В.И. Агротехника. Плодородие. Урожай. Ставрополь, 1988. 112 с. *

45. Геология СССР. Т. IX. Северный Кавказ, ч. 1. Геологическое описание // Гл. ред. А.В. Сидоренко. М.: Недра, 1968. 760 с.

46. Геология Большого Кавказа (Новые данные по стратиграфии, магматизму и тектонике на древних и альпийских этапах развития складчатой области Большого Кавказа) // Г.Д. Ажгирей, Г.И. Баранов, С.М. Кропачев и др. М.: Недра, 1976. 263 с.

47. Шолпо В.Н. Альпийская геодинамика Большого Кавказа. М.: Недра, 1978. 176 с.

48. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа // А.И. Летавин, Е.В. Орел, С.М. Чернышев и др. М.: Недра, 1987. 94 с.

49. Ковтун Б.Я., Навасарян М.А. Отчёт о результатах структурно-поискового бурения на Северо-Ставропольской и Пелагиадо-Кугутской площади. Пятигорск: Ставропольнефтегаз. 1963.

50. Гроссгейм В.А., Короткое С.Т., Котов B.C. О некоторых неверных взглядах на палеогеографию Майкопа и условия формирования подземных вод Центрального и Северо-Западного Предкавказья // Геология нефти. 1957. № 7.

51. Казинцев Е.А. Гидрогеологические особенности майкопской свиты Восточного Предкавказья // Вопросы гидрогеологии Центрального и Восточного Предкавказья. М., 1962.130 с.

52. Клименко А.А., Митин М.Н. К вопросу о сменяемости пластовых вод в хадумских отложениях Ставрополья // Материалы по геологии газоносных районов СССР. Труды ВНИИгаза. Выпуск 27/35. Под редакцией Н.Д. Елина и С.Е. Верболова. М.: Недра, 1967. С. 326 330.

53. Корценштейн В.Н. Гидрогеология газоносной провинции Центрального Предкавказья. М.: Гостоптехиздат, 1960. 211 с.

54. Гидрогеохимические особенности водонапорной системы СевероСтавропольского ПХГ // С.А. Варягов, Н.В. Еремина, З.В. Стерленко, И.В. Зиновьев и др. // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск 4. Ставрополь: СевКавГТУ, 2001. С. 124 -141.

55. Справочник по подземным водам нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа // A.M. Никаноров, М.В. Мирошников, Г.П. Волобуев и др. Орджоникидзе: Издательство «ИР», 1970.

56. Карцев А.А. О происхождении и истории вод газоносных палеогеновых отложений Ставрополья // Геология нефтегазоносных районов СССР: Труды Московского института нефтехимической и газовой промышленности им И.Н. Губкина. Выпуск 27. М.: Гостоптехиздат, 1960.

57. Корценштейн В.Н. Гидрохимическая характеристика хадумского водоносного горизонта Ставропольского поднятия // ДАН СССР, т. 104, № 5. М., 1955.

58. Отчет по теме 17 ГК 94.95 «Технико-экономическая оценка производства йода и брома из подземных промышленных вод хадумского горизонта Центрального Предкавказья». Ответственный исполнитель К.М. Тагиров. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз». 1995. 171 с.

59. Перспективы добычи йода и брома из гидроминерального сырья в Ставропольском крае // Резуненко В.И., Зиновьев В.В., Ставкин Г.П. и др. Газовая промышленность, № 5, 2003. С. 84 86.

60. Модель формирования коллектора // В.А. Гридин, С.А. Варягов, В.Г. Вершовский, Шамшин В.И. // Газовая промышленность, 2001, № 1. С. 33 35.

61. Результаты трассерных исследований на Степновском подземном хранилище газа // А. Е. Арутюнов, В.И. Шамшин, С.А. Варягов и др. // Газовая промышленность, 2001, № 1. С. 49 51.

62. Игнатенко Ю.К. Некоторые вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений (на примере Северо-Ставропольского и других месторождений Северного Кавказа). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИгаз, 1973. 167 с.

63. Особенности проектирования подземных хранилищ в истощающихся газовых месторождениях с упруговодонапорным режимом // В.Ф. Канашук,

64. О.А. Славицкая, Г.Д. Резниченко и др. // Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений Северного Кавказа. Вып. 7. Орджоникидзе: ИР, 1974. С. 188 197.

65. Особенности создания крупных базовых подземных хранилищ газа в истощенных газовых месторождениях // Ю.К. Игнатенко, Б.И. Фуки, А.В. Осипов и др. // Сборник научных трудов. Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИгаз, 1993. С. 148-152.

66. Отчет по договору 1 Ст/04.06 «Оказать услуги по авторскому надзору за эксплуатацией Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизенте и зеленой свите». Ответственный исполнитель Н.А. Чумакова. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз». 2004. 89 с.

67. Отчет о НИР по договору 21 Г/93.93 «Комплексный анализ эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ (зеленая свита) и рекомендации по достижению утвержденных показателей». Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 1993. 129 с.

68. Отчет о НИР по договору 11-10 Ст/89.90 «Разработать и освоить технологию сооружения и эксплуатации ПХГ в зеленой свите СевероСтавропольского месторождения // В.Ф. Канашук, О.А. Славицкая и др. Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 1990.

69. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости // А. Бан, А.Ф. Богомолов, В.А. Максимов и др. М. 1962.

70. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат. 1963.

71. Отчет о НИР по договору 1 Ст/96.96 «Провести исследования развития и эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте и горизонте зеленой свиты. Т. 2 (ПХГ в горизонте зеленой свиты)». Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 1996. 130 с.

72. Отчет о НИР по договору 1 Ст/96.96 «Провести авторский надзор за эксплуатацией Северо-Ставропольского подземного хранилища газа в хадумском горизонте и горизонте зеленой свиты». Ставрополь: СевКавНИПИгаз. 1996.

73. Михайловский А.А. Геолого-технологическое моделирование подземных хранилищ газа: задачи и возможности II Сборник научных трудов.4Г/

74. Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы. М.: ВНИИгаз. 2003. с. 124-140.

75. Van Everdingen A.F., Hurst V. The application of Laplace transformation to flow problems in reservoirs. J. Petr. Technol. 1949. V. 1.№ 12. P. 305-323.

76. Pollard P. Evaluation of Acid treatments from Pressure build Up Analysis. J. Petr. Technol. 1959. PP. 38-43.

77. Бузинов C.H., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра. 1984. 269 с.

78. Эб.Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. М.: Нефть и газ. 1995. 586 с.

79. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа. 1967.

80. Северо-Ставропольское ПХГ основа повышения надежности газоснабжения Южного Федерального округа России и Закавказья // Зиновьев В.В., Игнатенко Ю.К., Аксютин О.Е. и др. Научная мысль Кавказа. 2004. Ростов-на-Дону.

81. Зиновьев В.В., Зиновьев И.В., Рубан Г.Н. Гарант стабильности газоснабжения на Северном Кавказе. Газовая промышленность, 1999, № 5. С. 61 -62.

82. Северо-Ставропольское ПХГ основа повышения надежности газоснабжения южного федерального округа России и Закавказья // Зиновьев

83. B.В., Игнатенко Ю.К., Варягов С.А. др. // Сборник тезисов докладов международной научной конференции «ВНИИгаз на рубеже веков: наука о газе и газовые технологии», секция «Подземное хранение газа». М.: ООО «ВНИИгаз». 2003. С. 5-6.

84. Особенности совместной эксплуатации двух объектов хранения газа Северо-Ставропольского хранилища газа // Зиновьев В.В., Игнатенко Ю.К. Варягов С.А. и др. // НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3. 2002.1. C. 36 44.

85. Аксенов А.А., Бижитуев М.Б. Пути повышения качества вскрытия и испытания глубокозалегающих пластов // Пластовые давления в нефтегазоносных провинциях,- М.: ИГиРГИ, 1982, с. 152 157.

86. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушкин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976. 89с.

87. Исследование влияния фильтрации глинистых растворов на проницаемость и остаточную водонасыщенность // В В. Паникаровский, В.В. Фёдорцов, Т.А. Мотылёва и др. / Геология нефти и газа, 1985, № 7. С. 45 47.

88. Федин Л.М. О формировании зоны проникновения II Нефтяная и газовая промышленность, 1982, № 4. С. 32 34.

89. Влияние фильтрата бурового раствора на проницаемость коллекторов горизонта Ю1 в Юго-Западной части Томской области II Г.М. Волощук, П.В. Иконников, Ю.Я. Ненахов и др. // Нефтегазовая геология и геофизика, 1982, № 4. С. 24 26.

90. Колесников Н.А. Процессы разрушения горных пород и пути ускорения бурения // Обзорная информация. Сер. Бурение. Выпуск 5(88). М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 40 с.

91. Гидродинамическое давление в скважинах при спуско-подъёмных операциях // В.В. Грачёв, Е.Г. Леонов, В.Д. Малеванский и др. // Газовая промышленность, 1980, № 10. С. 35 38.

92. Калинин В.Ф. Выбор оптимальной депрессии на пласт при освоении скважин II Нефтяное хозяйство, 1982, № 9. С. 10 -12.

93. Кравченко В.И., Кориев Г.П., Дмитриев И.А. Декольматация трещинных коллекторов периодически газлифтом II Нефтяное хозяйство, 1982, №3. С. 20-22.

94. Яремейчук Р.С. Создание глубоких управляемых депрессий на пласт с помощью струйных аппаратов II Нефтяное хозяйство, 1981, № 11. С. 16 -19.

95. Яремейчук Р.С., Кагмер Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Вище школа, 1982. 152 с.

96. Яремейчук Р.С., Ефремов И.Ф., Иванов В.Н. Воздействие на призабойную зону скважин многократными депрессиями-репрессиями / Нефтяное хозяйство, № 11. 1987.

97. Долгих Г.М., Петухов В.А., Юртаев А.В. Применение резкой и глубокой депрессии на пласт при освоении скважин месторождений ПО

98. Юганскнефтегаз" // Экспресс-информация. Серия Нефтепромысловое дело. Выпуск 5. 1987. С. 22-24.

99. Гаврилкевич К.В. Новый метод образования трещин в нефтяных пластах метод переменных давлений // Труды ГрозНИИ, 1958. Выпуск 3. М., Гостоптехиздат. С. 159 - 170.

100. Способ очистки призабойной зоны пласта. А.с. СССР № 937705, кл. Е21 В21/00, авт. В.М. Воронцов, А.Г. Корженевский, П.М. Кудашев

101. Морган П. Новый инструмент для создания депрессии на пласт. Э.И. Серия Бурение, № 24. 1986. С. 15 -16.

102. Кравченко В.М., Корнеев Г.П. Повышение эффективности освоения скважин. М., ВНИИОЭНГ, Обзорная информация, серия Бурение, 1985. 35 с.

103. Регламент проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта по разрабатываемым месторождениям объединения "Ставропольнефтегаз". Пятигорск: СевКавНИПИнефть, 1980.

104. Обобщение и анализ условий вскрытия продуктивных пластов и работ по интенсификации полученных притоков на территории деятельности ПГО "Южгеология" // Отчёт по теме XVI-IPc/88.90. Рук. Д.Ф. Матвеев. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1988. 136 с.

105. Пояснительная записка к годовому отчету по основной деятельности Ставропольского Ордена Трудового Красного Знамени ГПУ за 1996 г. п. Рыздвяный: П «Кавказтрансгаз» СГПУ. 1997.

106. Пояснительная записка к годовому отчету по основной деятельности Ставропольского Ордена Трудового Красного Знамени ГПУ за 1997 г. п. Рыздвяный: П «Кавказтрансгаз» СГПУ. 1998.

107. Долгов С.В., Зиновьев В.В., Зиновьев И.В. Влияние песчаной пробки на работу газовой скважины // Сборник научных работ. Серия «нефть и газ». Выпуск II. Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. С. 177 184.

108. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949.

109. Назаров С.Н., Качалов О.Б. Приток газа к скважине с песчаной пробкой на забое. Известия вузов. «Нефть и газ», 1966, №2.

110. Зотов Г.А., Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987.172 с.

111. Технология строительства скважин на ПХГ в сложных горногеологических условиях // Зиновьев В.В., Аксютин О.Е., Варягов С.А. и др. //

112. Сборник тезисов докладов международной научной конференции «ВНИИгаз на рубеже веков: наука о газе и газовые технологии», секция «Подземное хранение газа». М.: ООО «ВНИИгаз». 2003. С. 58 60.

113. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М.: Недра. 1996. 183 с.

114. Беннетт К.О., Майерс Дж.Е. Гидродинамика, теплообмен и массообмен // Пер. с англ. М.: Недра. 1966.726 с.

115. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии промывки пеной по герметизированной системе циркуляции // Сборник научных трудов. Техника и технология сооружения газовых и газоконденсатных скважин. М., 1984. С. 63 70.

116. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра. 1998. 267 с.

117. Гасумов Р.А. Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта // Автореф. на соиск. учен. степ, д.т.н. Краснодар. 1999. 53 с.

118. Патент 2121569 кл.Е 21В 43/32, 33/138, опубл. Ю.11.98.0Б № 31 II ч. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД // Р.А. Гасумов, А.А. Перейма, В.Е. Дубенко и др.

119. Особенности техники и технологии заканчивания скважин в неустойчивых коллекторах II М.О. Ашрафьян, О.А. Лебедев, Н.М. Саркисов и др. / Обзорн. информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1979. С. 28 32.

120. Ашрафьян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М Совершенствование конструкций забоев скважин. М.: Недра. 1987. С. 98 104.

121. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра. 1988. С. 202 218.

122. А.с. 1021763, МКИ3 Е21В 33/138. Способ изоляции пластовых вод // К.М. Тагиров, А.Н. Лобкин, С.В. Долгов (СССР).- № 3372335/22-03, Заявлено 29.12.81, Опубл. 07.06. 83; Бюл. №21.

123. Инструкция по цементированию скважин с АНПД облегченными тампонажными растворами на основе прямых углеводородных эмульсий (ОЭЦР) // Ю.И. Петраков, В.Г. Мосиенко, В.И. Зубков и др. Ставрополь: СевКавНИИгаз. 1983. 23 с.

124. Патент на изобретение № 2183724 «Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины» // Соавторы: К.М. Тагиров, В.Е. Дубенко и др. Приоритет от 04.07.2000.

125. Ханин А.А. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973.

126. Клещенко И.И. Способ восстановления проницаемости прискважинной зоны пласта // НРЦ Газпром, НТС «Геология, бурение, разведка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин». М., 2000, № 2. С. 25-26.

127. Гребенников В.Т. Обработка нефтяных нагнетательных скважин порошкообразными реагентами // Нефтяное хозяйство. 1992. № 11. С. 21 27.

128. Farley. J. Т. et а/. Design criteria for matrix stimulation with HF // JPT. 1970, № 4. P. 433 440.

129. Исследование процессов коррозии в растворах бисульфата натрия II Р.А. Гасумов, А.К. Колосов, К.А. Романова и др // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии. Выпуск 36. Ставрополь. 2002. С. 302 306.

130. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев: Изд. АН УССР. 1961.

131. Галабутская Е.А. Система глина-вода. Львов: ЛПИ. 1962.

132. МдивнишвилиО.М., Уридия Л.Я. Природа функциональных групп и их связь с активностью глинистых минералов // Глины, их минералогия, свойства и практическое значение. М.: Наука. 1970.

133. Shaughnessy С.М. Kunse K.R. Understanding sandstone acidizing leads to improved field practices//JPT. 1981. P. 1196- 1202.

134. John L. Gidley. A new acid for true stimulation of sandstone reservoirs // JPT. 1997. №3. P. 250.

135. Способы и устройства для удаления жидкости с забоя газовых скважин // Ю.К. Игнатенко и др. // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М. 1974.

136. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ. Ставрополь. 1977.26 с.

137. Патент 1627674, кл. Е 21 В 43/00. Реагент для восстановления производительности газовых скважин // Балакиров Ю.А., Спас В.Б., Заворыкин А.Г. и др. 1991.

138. Свиридов и др. Удаление жидкости из обводненных скважин Шебилинского газоконденсатного месторождения // Нефтяная и газовая промышленность. 1977. № 3. С. 29-31.

139. Патент 1760095, кл. Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя скважины // Светлицкий В.М., Балакиров Ю.А., Ягодавский С.И. и др. 1989.

140. Патент 964113, кл. Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины // Зайцев И.Ю.,Зайцев Ю.А., Балакиров Ю.А. 1980.

141. Патент 1435766, Россия, кл. Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины // Балакиров Ю.А., Гильман К.И., Мамедов Ф.С. 1986.

142. Галанин И.А., Шестерикова Р.Е. Факторы, влияющие на производительность скважин на СС ПХГ // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии. Выпуск 36. Ставрополь. 2002. С. 236 241.

143. Беленко С.В. Результаты опробования мероприятий по повышению производительности скважин ПХГ-хадум // Материалы конференции молодых ученых ООО «Кавказтрансгаз» по проблемам газовой промышленности в области геологии. М.,1999.

144. Рачев X., Стефанова С. Справочник по коррозии. М.: Мир. 1982. 386с.

145. Зиновьев В.В. Строительство и ремонт газовых скважин. Разработка. Ремонт. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. 166 с.

146. Технология строительства скважин большого диаметра на ПХГ в сложных горно-геологических условиях // В.В. Зиновьев, О.Е. Аксютин, С.А. Варягов и др. // Газовая промышленность, 2003, № 8. С. 45 47.

147. Васильев В.А., Дубенко В.Е. Модель переноса песка в пористой среде //Строительство газовых и газоконденсатных скважин // Сборник научных трудов «ВНИИгаз». М., 1996. С. 94 99.

148. Дубенко В.Е., Ливинцев П.Н. Анализ работы гравийного фильтра в скважинах ПХГ //Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ II Сборник научных трудов ОАО «СевКавНИПИгаз». Выпуск 34. Ставрополь, 2001. С. 62 65.

149. Дубенко Д.В. Повышение эффективности работы скважин ПХГ путем совершенствования технологии сооружения гравийно-намывных фильтров // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Краснодар, 2003. 24 с.

150. Патент RU 2209016 Е 21В 7/78. Шарнирный переходник // М.П. Демушкин, В.Е. Дубенко, В.И. Чернухин, Н.Д. Граб, А.А. Басов № 2001135917/03; Заявл. 27.12.2001; Опубл. 10.08.2003. Бюлл. № 22.

151. Патент RU 2213199 Е 21В 7/28. Скважинный гидромониторный расширитель // К.М. Тагиров, В.Е. Дубенко, М.П. Демушкин, В.И. Шамшин, А.П. Беляков, № 2001135918/03; Заявл. 27.12.2001; Опубл. 27.09.2003 Бюлл. № 27.

152. Инвентаризация источников выбросов загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу газопромысловыми объектами Ставропольского ГПУ. "Кавказтрансгаз". Рыздвяный: СГПУ. 1996.

153. Нормативы предельно-допустимых выбросов по газопромысловым объектам Северо-Ставропольского ПХГ. Ставрополь: ООО "Кавказтрансгаз", 1996.

154. Методические рекомендации по оценке степени загрязнения атмосферного воздуха населенных пунктов металлами по их содержаниям в снежном покрове и почве. Министерство здравоохранения СССР. Главное санитарно-профилактическое управпение. Москва. 1990.

155. Степанов А.Л., Александров Г.А., Соколов К.Л. Сравнительный анализ методов измерения эмиссии газа из почвы в атмосферу. Почвоведение, 1996, 10.

156. Антыков А., Стомарев А. Почвы Ставрополья и их плодородие. Ставрополь, 1970.

157. Справочник химика , 1965, т. 3.

158. Тепловой режим почв СССР. М. 1972.

159. Могилевский Г.А. «Отчет о результатах обследования родников на территории Северо-ставропольского месторождения». 1960.

160. Могилевский Г.А. Основные вопросы микробиологического метода поиска нефти и газа // Геохимические методы поисков нефтяных и газовых залежей. М. 1959. С. 252 254.

161. Могилевский Г.А. и др. Роль углеводородоокисляющих бактерий в снижении концентрации метана и тяжелых углеводородов в атмосфере и водоемах. // Геомикробиология поиска и разработки нефтяных месторождений, 1979. С. 109 -119.

162. Могилевский Г.А. и др. Бактериальный фильтр в зоне нефтяных и газовых месторождений, его особенности и методы изучения // Геохимические методы поисков нефти и газа и вопросы ядерной геологии. М. 1970. С. 211 -247.

163. Дедыш С.Н., Панников Н.С. Кинетика окисления метана в сфагновом торфе в зависимости от* температуры, рН и концентрации солей. Микробиология. Т. 66, 4, 1997. С. 569 574.

164. Болдырев Н.М. Коэффициенты для расчета доз минеральных удобрений под основные сельскохозяйственные культуры на планируюмую прибавку урожая., в сб. Использование земельных ресурсов и пути повышения плодородия почв., Ставрополь, 1979, с. 128 133.

165. Оценка и регулирование качества окружающей природной среды II Учебное пособие для инженеров-экологов // Под ред. А.Ф. Порядина, А.Д. Хованского. М.: НУМЦ Минприроды России. Из-во Дом «Прибой». 1996. 350 с.

166. Планирование устойчивого развития на местном уровне // А.Д. Хованский, В.В. Хлобыстов, М.В. Паращенко и др. Ростов-на-Дону: Tacis, 2000. 53 с.

167. Иванов В.В. Экологическая геохимия элементов // Справочник в 6 кн. М.: Экология. 1995.

168. ОНД-ЭО. Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы. Часть 1, 2. М.: Гидрометиздат, 1990.

169. Положение о ведении государственного мониторинга водных объектов. Утверждено Постановлением Правительства РФ от 14 марта 1997 г. № 307.

170. Типовая инструкция по организации системы контроля промышленных выбросов в атмосферу в отраслях промышленности. Ленинград: Госкомгидромет СССР, 1996.

171. Рекомендации по экологическому сопровождению инвестиционно-строительных проектов. Росстрой. 1998 г.

172. Положение об оценке воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации. Приказ Госкомэкологии РФ от 16 мая 2000 г. № 372.

173. Совершенствование системы экологического контроля за эксплуатацией Северо-Ставропольского ПХГ // Зиновьев В.В., Аксютин О.Е., Варягов С.А. и др. II НТС «Проблемы экологии газовой промышленности». № 2. 2003. С. 42-47.

174. ОНД-ЭО. Руководство по контролю источников загрязненияатмосферы. Части 1. М.: Гидрометиздат. 1990.

175. ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.

176. РД.50.210-80. Методические указания по внедрению ГОСТа 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями. 1981 г.

177. Правила охраны поверхностных вод. Утв. Госкомприроды СССР от 21 февраля 1991 г.

178. Положение о ведении государственного мониторинга водных объектов. Утв. постановлением Правительства РФ от 14 марта 1997 г. № 307.

179. Государственный стандарт Союза ССР. Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель. ГОСТ 17.5.3.04.85.

180. Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в прористых пластах. ВНИИГАЗ. 1992 г.

181. Правила созданиями эксплуатации подземных хранилищ газа в прористых пластах. ВНИИГАЗ. 1994 г.

182. Регламент контроля за эксплуатацией Северо-Ставропольского ПХГ II С.А. Варягов, О.Е. Аксютин, С.В. Беленко и др. Ставрополь. 2001.

183. Совершенствование системы контроля за эксплуатацией СевероСтавропольского ПХГ в хадумском горизонте II В.В. Зиновьев, И.В. Зиновьев, С.А. Варягов и др. // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск 3. Ставрополь, 2000, с. 102 107.

184. Выбор рациональной плотности сетки скважин ПХГ II Игнатенко Ю.К., Зиновьев В.В., Варягов С.А. и др. // НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3. 2002. С. 45-49.

185. Прогнозирование предельных режимов работы СевероСтавропольского ПХГ II Зиновьев В.В., Аксютин О.Е., Ломакин Н.А. и др. // Газовая промышленность, 2004, № 6. 26 27.

186. Новые подходы к обеспечению надежной и экологически безопасной эксплуатации технологических объектов ПХГ // Соавторы: Б.В. Будзуляк, С.А. Егурцов // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Диагностика оборудования и трубопроводов». 2004. № 1. С. 25 42.

187. Разработка методов и приборов контроля за качеством газа ПХГ II Соавторы: Б.В. Будзуляк, В.В. Жаров II ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3. 2004.

188. Совершенствование методов контроля эксплуатации ПХГ // Соавторы: С.А. Варягов, В.Т. Боярчук и др. // ИРЦ ОАО «Газпром» НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», 2004, № 2.

189. Карслоу X. и Егер Д. Операционные методы в прикладной математике. М., Гос. Изд. Ин. Лит., 1948.

190. Карслоу X и Егер Д. Теплопроводность твердых тел. М., «Наука», 1965.

191. Справочник по специальным функциям. Под ред. М. Абрамовича и И. Сигал. М., «Наука», 1979

192. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. Москва-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2003. 480 с.

193. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967.

194. Зикиров С.Н., Гутников А.И. Регулируемая технология создания и эксплуатации газохранилища в водоносном пласте // Доклады на Международной конференции по подземному хранению газа. Секция А, часть 1. М.: РАО «Газпром». 1995.

195. К определению запасов газа в подземном хранилище при водонапорном режиме эксплуатации // Сборник научных трудов. Серия «Нефть и газ». Выпуск II.- Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. С. 144 - 149.

196. Левыкин Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах. М., «Недра», 1973, 208 с.

197. Лурье М.В. Механика подземного хранения газа в водоносных пластах. М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ НГ. 2001. 350 с.

198. Исследование причин пескопроявлений при эксплуатации газовых скважин // Р.А. Гасумов, В.Г. Темиров, А.А. Перейма и др. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин. Сборник научных трудов «ВНИИгаз». М. 1999. С. 82-89.

199. Сравнительный анализ фильтрационных моделей пластов, используемых в решении комплексных задач управления процессом эксплуатации ПХГ II В.В. Зиновьев, Ю.К. Игнатенко, С.А. Варягов и др. II Научная мысль Кавказа. Приложение. 2004. № 2. С. 77 83.

200. Модель крупного базового Северо-Ставропольского ПХГ II В.В. Зиновьев, Ю.К. Игнатенко, С.А. Варягов и др // Газовая промышленность, 2002, № 8. С. 51 54.

201. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982.

202. Закиров С.Н., Васильев В.И., Гутников А.И. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений. М.: Недра, 1984.

203. Коротаев Ю.П. Избранные труды. Т. 3. Под редакцией Р.И. Вяхирева. М.: Недра, 1999. 364 с.

204. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата II Б.П. Гвоздев, А.П. Подкопаев, И.Т. Балыбердина и др. // Справочное руководство. Т. 2. М.: Недра, 1984. 288 с.

205. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата II Справочное руководство. Т>1. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. М.: Недра, 1984. 360 с.

206. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата II Справочное руководство. Т. 2. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. М.: Недра, 1984. 288 с.

207. Промысловая модель газосборной системы ПХГ // В.В. Зиновьев, О.Е. Аксютин, С.А. Варягов и др. IIИРЦ ОАО «Газпром».

208. Попиль, Б.Г., Курулев А.П., Нерославский М.А. Теория электрорадиоцепей. Часть 1. Установившиеся процессы в линейных электрических цепях II Под ред. Курулева А.П. Минск: МВИЗРУ ПВО, 1987. 325 с.

209. Бахвалов Н.С. Численные методы (анализ, обыкновенные дифференциальные уравнения). М.: Наука, 1973. 631 с.

210. Темпель Ф.Г. Технология транспорта газа. (Основы расчета и управления). Л.: Недра, 1976. 279 с.

211. Справочник по теоретическим основам радиоэлектроники. Под редакцией Б.Х. Кривицкого, в 2-х т. М.: Энергия, 1977. 472 с.

Информация о работе

Зиновьев, Василий Васильевич
доктора технических наук
Ставрополь, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Методология повышения надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа на стадии развития и окончания строительства - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Методология повышения надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа на стадии развития и окончания строительства - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы