Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них

Загальний об'єм газу у підземному сховищі поділяється на дві частини: активний (робо­чий) і буферний (залишковий) газ. Активний газ - це газ, який використовується для по­криття різного виду дефіциту газопостачання. Сюди ж входять державний та оперативний резерви газу.

Буферний газ постійно знаходиться у газосховищі під час його експлуатації і призначе­ний для створення певного пластового тиску у підземних сховищах газу (ПСГ) під кінець відбору активного об'єму газу, що дає змогу забезпечити необхідну продуктивність об'єкта зберігання газу, нормальні умови експлуатації пласта, підземного і наземного обладнання, а також дотримання вимог охорони надр.

При інших рівних умовах співвідношення активного і буферного об'ємів газу повинне бути максимально можливим, що визначається на основі детального техніко-економічного аналізу. Для більшості ПСГ, які експлуатуються, це співвідношення перебуває в межах 0,3-0,7.

Режим роботи підземних сховищ, газу визначається максимальним і мінімальним пла­стовими тисками. Максимальний пластовий тиск відповідає повному заповненню підземного сховища, мінімальний - буферному об'єму газу в пласті.

Окрім цього, розрізняють максимально допустимий тиск у ПСГ, який може бути рівним або вищим максимального. Максимально допустимий тиск у сховищі залежить від конкретних гсолого-промислових умов: глибини залягання пласта; висоти пастки, в якій створюється ПСГ; особливостей тектонічної будови структури; товщини, пластичності, міцності та проникності покришки, яка перекриває місткість сховища; режиму роботи пла­ста та ін.

В кожному окремому випадку він повинен бути визначений на основі детального геоло-го-промислового аналізу та спеціально проведених лабораторних досліджень.

Вітчизняний та зарубіжний досвід створення ПСГ свідчить про те, що величина макси­мально допустимого тиску може досягати 1,3-1,5 нормального гідростатичного тиску. Для ПСГ, які створюються у виснажених газових, газоконденсатних та газонафтових покладах, максимальний пластовий тиск часто приймається рівним початковому пластовому тиску, який був до введення їх у розробку. При наявності водонапірного режиму роботи пласта, з метою запобігання обводнення місткості ПСГ, максимальний пластовий тиск повинен бути дещо вищим. У цьому випадку часто приймається, що середній пластовий тиск при експлу­атації сховища повинен бути близьким до тиску пластової водонапірної системи. За даних умов слід забезпечити запобігання перетоків газу за структурний поріг пастки та герме­тичність пласта-покришки. При створенні ПСГ у пастках пластових водонапірних систем з метою підтримання сформованого газового покладу у заданих об'ємах максимальний пла­стовий тиск, як правило, становить 1,1-1,4 від нормального гідростатичного тиску.

Створювані підземні сховища газу повинні відповідати таким вимогам:

а) підземне сховище газу має розміщатися поблизу великих споживачів газу. Вва­жається, що оптимальна відстань ПСГ від споживача не повинна перевищувати 0,1 довжи­ни магістрального газопроводу;

б) місткість сховища (або групи сховищ) повинна забезпечувати зберігання даного об'єму активного газу (з врахуванням резерву);

в) для ПСГ, які працюють в сезонному режимі, система облаштування та устаткування (свердловини, ДКС, система підготовки газу) має забезпечити заданий постійний відбір га­зу протягом 90—100 діб при тривалості сезону відбору 120—150 діб. Резервний об'єм газу повинен бути забезпечений заданими потужностями для його відбору в будь-яку пору року.

Добова продуктивність газосховищ, які працюють у піковому режимі, повинна станови­ти не менше 2 % від об'єму активного газу;

г) оптимальна глибина залягання ПСГ 600-1500 м, що забезпечує використання одних і тих же газоперекачувальних агрегатів як при закачуванні, так і при відбиранні газу. При зменшенні глибини залягання ПСГ закачування газу може здійснюватися безкомпрссорним способом, проте за цих умов суттєво збільшується частка буферного газу. При великих гли­бинах залягання ПСГ більша частина газу може бути відібрана безкомпресорним способом, але при цьому різко збільшуються капітальні витрати на будівництво свердловин та на ком­пресування газу при закачуванні;

д) пастка, в якій створюється сховище, має бути герметичною. При створенні ПСГ у виснажених родовищах особливу увагу слід приділяти якості будівництва свердловин, які використовувались при розробці.

При створенні ПСГ у водоносних структурах у межах регіональних зон газонафтонаг-ромаджень повинна встановлюватися причина відсутності в останніх покладів газу і нафти;

е) пласт, в якому створюється сховище, повинен бути щільним, однорідним з високою проникність порід-колекторів (0,1—0,3 мкм² і більше), що забсзпечує'високі робочі дебіти свердловин при високому ступені його дренування.

Загальні та спеціальні вимоги до свердловин на підземному сховищі газу. За техно­логічним призначенням свердловини на підземних сховищах газу поділяються на:

а) нагнітально-видобувні (експлуатаційні) для закачуваним та відбирання газу;

б) нагнітальні (тільки для закачування газу);

в) спостережні (для спостережень за тиском газу в межах газового покладу);

г) п'єзометричні (для спостережень за тиском у законтурній частині покладу і нижче площини ГВК);

д) контрольні (для спостережень за контрольними горизонтами, що залягають вище об'єкта зберігання газу);

е) розвантажувальні (для розвантажування пласта при створенні ПСГ у водоносних структурах);

є) поглинальні (для скиданим нромстоків та пластових вод, які відбираються при роз­вантаженні водоносного пласта в процесі створення ПСГу водоносних структурах);

ж) геофізичні (без розкриття пласта), які використовуються для спостережень за зміною газонасиченості вздовж розрізу свердловини).

Всі свердловини, передбачені бурінням у межах підземного сховища газу, мають бути герметичними. Потрібно виключити витоки газу через нещільності обсадних колон та гир­лового обладнаним, а також за колонні перетоки газу.

Конструкція свердловин повинна відповідати існуючим правилам та нормам. Всі сверд­ловини, які проходять через об'єкт зберігання газу, слід бурити зі спуском проміжної (технічної) колони до покрівлі продуктивного пласта.

Якщо нижня частина розрізу складена щільними стійкими породами, проміжна колона може бути спущена на 100-300 м вище покрівлі продуктивного пласта. У ряді випадків, при великих глибинах залягання об'єкта зберігання, складних геологічних умовах, кількість технічних колон може бути збільшена.

Експлуатаційна колона спускається, як правило, до глибини на 10-20 м нижче підошви продуктивного пласта. Якщо об'єкт зберігання представлений масивним водоплаваючим покладом, експлуатаційна колона може бути спущена на 10-20 м нижче площини ГВК, за­лежно від характера дренування покладу.

Згідно з існуючими правилами всі колони цементуються з підйомом цементного розчи­ну до гирла свердловини. Різьбові з'єднання колон повинні забезпечувати повну їх герме­тичність при проектних технологічних параметрах експлуатації сховища. Розкриття про­дуктивного пласта здійснюють комулятивними перфораторами типу ПК-103, ПК-105, ПК-95Н зі щільністю 15-20 отворів на погонний метр. Застосування безкорпусних перфораторів (ПКС-80, ПКС-105) в зв'язку з руйнуванням цементного кільця і колони не рекомен­дується.

В умовах щільних колекторів розкриття пласта може здійснюватися шляхом спуску го­тового фільтру, який є продовженням експлуатаційної колони, з наступною манжетною за­ливкою. В цьому випадку з метою уникнення обводнення вибій свердловини повинен бути встановлений не менше, ніж на І0-15м вище площини ГВК.

При створенні ПСГу водоносних структурах чи в обводнених газових покладах, залеж­но від умов дренування пласта, розтікання газу в пласті, характеру обводнення свердловин під час відбору газу, розкривають тільки нижню або верхню частину продуктивного пла­ста.При цьому окремі свердловини можуть використовуватись тільки для закачування (напитальні) або відбирання газу (видобувні).

В умовах крихких, нестійких колекторів для забезпечення заданої продуктивності свер­дловини обладнуються спеціальними фільтрами: гравійними (намивними чи воготовлени-ми на поверхні), дротяними, керамічними, металокерамічними, полімерними та ін. В ряді випадків кріплення привибійної зони здійснюється шляхом закачування спеціальної смоли (фснолформальдегідної, карбамідної, фсноло-спиртів та ін.), цементного або цементно-піщапого розчину.

Розкриття продуктивного пласта на ПСГ відкритим вибоєм не рекомендується: усклад­нюються умови експлуатації свердловин, не забезпечується надійний контроль за роботою окремих пластів. В умовах низькопроникних колекторів, з метою збільшення продуктив­ності свердловин, застосовується той же комплекс робіт з інтенсифікації припливу газу, що і при розробці газових покладів: солянокислотна, глинокислотна, азотноспиртосолянокис-лотна обробки, гідравлічний розрив пласта, Іїдропіскоструминна перфорація, обробка при­вибійної зони пласта розчинами ПАР та ін.

Діаметр експлуатаційної та проміжної колон залежить від діаметра насосно-компресор­них труб (НКТ), які повинні забезпечити задану продуктивність свердловин з мінімаль­ними витратами енергії на виніс з вибою рідини і твердих частинок.

У вітчизняній практиці створеним ПСГ, як правило, застосовуються НКТ зі зовнішнім діаметром 73; 88,9 і 114,3 мм. Для перших двох діаметр експлуатаційної колони повинен становити 146мм, для третього — 168,3 мм.

В окремих випадках, при створенні ПСГ в умовах потужних високопроникних колек­торів, з метою забезпечення високої продуктивності (700 —1000 тис.м³/добу і більше) як НКТ може бути використана 168,3 мм колона. Діаметр експлуатаційної колони в цьому ви­падку повинен бути не меншим за 219,1 мм.

Діаметр проміжних колон і кондуктора визначається залежно від діаметра експлуа­таційної колони та умов будівництва свердловин уданому регіоні.

Чіткий регламент для глибини спуску НКТ відсутній.

З мстою ефективного очищення вибою свердловини від рідини і породи НКТ спускають або до середини працюючого інтервалу (при його товщині до 20-30 м), або до глибини на 10-20 м вище нижніх перфораційних отворів.

Система розміщення свердловин на структурі. Виходячи з техніко-економічних міркувань, найбільш раціональним є групове розміщення свердловин у склепінні структури з відстанями між свердловинами 70-100 м. Ллє, як свідчить досвід експлуатації ПСГ, у зв'язку з високими темпами закачування і підбирання газу, в цих умовах виникають по­тужні репресійні та депресійні воронки у склепінні структури і малоактивні (застійні) зони в приконтурних областях,

що при фіксованому максимальному та мінімальному пластово­му тисках у робочій зоні призводить до суттєвого зниження активного об'єму газу (на 10-30 % і більше) і зростання буферного об'єму газу..

Виходячи з рівномірного дренування газового покладу, оптимальною є умова =const (де — відповідно коефіцієнт початкової газонасиченості і поровий об'єм пласта в зоні дренування і-І свердловини; — газонасичений поровий об'єм, який дренується і-ю свердловиною; — робочий дебіт І'-ї свердловини).

На практиці свердловини переважно розміщують на структурі за рівномірною сіткою зі згущенням у зонах розвитку колекторів, що дає змогу значно зменшити потрібну кількість свердловин.