Бурение скважин пхг
Горизонтальное бурение и подземные хранилища
Чем больше скважин на территории ПХГ, тем больше риск для геологической среды.
При бурении горизонтальных скважин у подземных хранилищ газа можно применять новые методы геологоразведки. Об этом пишут М.Я. Боровский, С.В. Шакуро, В.И. Богатов, В.Н.Филимонов (ООО «Геофизсервис», Казань; ООО «ФРОНТ-Геология», Нижний Новгород) в тезисах к конференции «Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений», прошедшей в ходе Татарстанского нефтегазохимического форума.
При разработке трудноизвлекаемых запасов нефти и стабилизации добычи углеводородов значительное место занимают бурение и эксплуатация горизонтальных, многозабойных, разветвленных, горизонтальных и боковых горизонтальных стволов, проведенных из старых скважин. По данным «Информ-Девон», «Татнефть» планирует довести долю скважин с горизонтальным окончанием (СГО) в общем объеме бурения до 70%.
НЕ ДОПУСТИТЬ УТЕЧЕК
Не исключена вероятность эффективного использования бурения и эксплуатации горизонтальных скважин при освоении подземных хранилищ газа, нефти, нефтепродуктов и хранения (захоронения) радиоактивных и высокотоксичных отходов.
Создание подземных хранилищ газа (ПХГ), то есть искусственной газовой залежи – сложная геологическая и техническая задача.
Подземные хранилища газа в центре Восточно-Европейской платформы создаются в ловушках различных типов. Все ловушки слабовыраженные, малоамплитудные, осложненные большим количеством тектонических нарушений. Критериями выбора резервуаров для газохранилищ являются ярко выраженные коллекторские свойства пласта и наличие над ним мощного экрана. Обязательный элемент – один или несколько контрольных водоносных горизонтов над объектами хранения для гидрогеологического контроля эксплуатации ПХГ.
При работе с терригенными коллекторами вместе с добываемым газом обычно наблюдается увеличение пустотности, местами до образования трубно-порового пространства. Это приводит к появлению каналов гидродинамического сообщения водоносных горизонтов и возможных путей миграции газа за пределы ловушки.
Каждая скважина, вскрывшая подземную емкость, выбранную в качестве объекта закачки, может оказаться причиной утечек газа. Чем больше скважин на территории ПХГ, тем больше существует вероятность негативного воздействия на геологическую среду.
Уменьшить степень риска возможно за счет имеющегося фонда скважин путем зарезки боковых и горизонтальных стволов, либо путем целенаправленного бурения горизонтальных скважин для изучения и эффективного освоения ПХГ.
ХРАНЕНИЕ ОТХОДОВ В НЕДРАХ
В развитых странах уже в 1950-х годах в качестве основного хранилища вредных жидких отходов стали рассматриваться недра (литосферное пространство). При этом изучаются различные способы захоронения. В данный момент наиболее перспективной считается закачка промышленных стоков в глубоко залегающие породы-коллекторы через специально пробуренные и соответствующе оборудованные скважины. Свыше 400 крупных промышленных городов мира, в том числе США и Канады, большинство промышленных центров России и ближнего зарубежья нуждаются в полигонах (резервуарах) для захоронения токсичных отходов производства.
При выборе пласта-резервуара определяющим критерием служит степень закрытости, изолированности выбранных толщ, в которых возможно изменение гидродинамического режима при закачке радиоактивных стоков и жидких отходов отдельных предприятий химической и нефтехимической промышленности и др.
Захоронение отходов промышленного производства с помощью ГС может способствовать локализации нагнетаемых стоков в строго определенных границах и предотвращению проникновения их в подземные и поверхностные воды, горные выработки и на дневную поверхность.
ГРАВИМЕТРИЯ И СЕЙСМИКА
Использование геофизических методов при освоении геологических и геолого-технических объектов предусматривает применение плотных систем наблюдений. Результаты экспериментальных геофизических измерений в области сочленения Мелекесской впадины и Южно-Татарского свода позволили рекомендовать высокоточную гравиразведку в качестве одного из ведущих методов подготовки месторождений углеводородного сырья к разработке. Наличие сведений об особенностях строения геологического разреза предполагает изучение «тонкой структуры» физического поля и, следовательно, выполнение высокоточных гравиметрических измерений (грави-разведка 3D).
Геофизическая технология (гравиметрическая съемка в масштабе 1:10 000) как основа оперативного информационного обеспечения заключительных этапов освоения скопления углеводородов реализована на нефтяных (Чегодайское и др.) месторождениях Татарстана.
В результате сейсморазведки и гравиразведке 3D детально изучается геологическое строение и формируется геолого-геофизическая основа для последующего геофизического мониторинга (сейсморазведка 4D, гравиразведка 4D).
В зависимости от ситуаций при подготовке и эксплуатации природных резервуаров (подземных газохранилищ), могут применяться различные комплексы методов геофизической разведки. Реализация потенциальных возможностей горизонтальных технологий вероятна и в других областях геологических изысканий.
nangs.org
Подземное хранилище газа ПХГ - Техническая библиотека Neftegaz.RU
Подземное хранилище газа (ПХГ) - это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выраб
Подземное хранилище газа (ПХГ) - это комплекс инженерно-технических сооружений в пластах-коллекторах геологических структур, горных выработках, а также в выработках-емкостях, созданных в отложениях каменных солей.
Природные ПХГ - пористые пласты песчаника в земной коре, герметично закупоренные сверху куполом из слоя глины.
ПХГ предназначены для закачки, хранения и последующего отбора газа.
ПХГ включает участок недр, ограниченный горным отводом, фонд скважин различного назначения, системы сбора и подготовки газа, компрессорные цеха.
ПХГ сооружаются вблизи трассы магистральных газопроводов и крупных газопотребляющих центров для возможности оперативного покрытия пиковых расходов газа.
ПХГ создаются и используются с целью компенсации неравномерности (сезонной, недельной, суточной) газопотребления, а также для резервирования газа на случай аварий на газопроводах и для создания стратегических запасов газа.
Газ нагнетается в газовую залежь при заданных показателях.
Газ из магистрального газопровода (МГП) поступит на установку очистки газа от механических примесей, затем - на пункт замера и учета, затем - в компрессорный цех, затем - на газораспределительные пункты (ГРП), где общий газовый поток разделяется на технологические линии, к которым подключены шлейфы скважин.
Обвязка технологических линий позволяет измерить производительности каждой скважины, температуру и давление газа при закачке.
Наиболее активный период развития ПХГ а территории бывшего СССР приходится на 1970-1980 гг.
В это время основной прирост добычи газа переместился в северные районы Западной Сибири, а основные потребители газа располагались на расстоянии в несколько тысяч км от мест его добычи.
Для регулирования сезонной неравномерности потребления газа и обеспечения гарантированных экспортных поставок в центральных и западных регионах бывшего СССР было обустроено десятки ПХГ, в тч.
В ПХГ хранится активный и буферный газ.
Активный объем газа в пласте-коллекторе ПХГ - это отбираемый из залежи при эксплуатации ПХГ в период потребности.
Объем зависит от геометрических размеров хранилища, формы и глубины залегания, пористости и проницаемости вмещающих пород, минимального и максимального давлений в ПХГ при эксплуатации, а также технологии закачек и отборов газа.
На стадии проектирования объем активного газа рассчитывают теоретическим путем, на стадии эксплуатации корректируют по фактическим показателям хранилища.
Буферный газ - минимальный необходимый технологический объем газа, не подлежащий отбору и находящийся в ПХГ для обеспечения его стабильной работы. Буферный газ захватывается в коллекторе для поддержания необходимого давления.
neftegaz.ru
Оптимизация дизайна скважин. Газпром нефть уменьшает затраты на бурение на Вынгапуре
Строительство скважины по новой технологии позволяет уменьшить затраты на бурение на 8% и сократить срок работ на 2,5 суток.
Ноябрьск, 18 июн - ИА Neftegaz.RU. Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз (Газпромнефть-ННГ, дочка Газпром нефти) повышает эффективность бурения за счет оптимизации дизайна горизонтальных скважин. Реализация проекта началась на Вынгапуровском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).Об этом сообщила Газпромнефть-ННГ.
Для любознательных напомним, что оптимальный дизайн - это комплекс технологических решений, которые позволяют сократить сроки и стоимость строительства скважины без ухудшения качества и с сохранением или ростом объемов добычи.
Обычно решением по оптимизации является не одна технология, а их сочетание.
Строительство скважины на Вынгапуре с оптимизированным дизайном позволяет уменьшить затраты на бурение на 8% и сократить срок работ на 2,5 суток.
В дальнейшем планируется тиражирование на других активах предприятия.
Были разработаны 5 вариантов конструкции оптимизированной скважины, 1 из которых утвержден как основной, еще 1 - как резервный.
В результате проведенных мероприятий было подтверждено, что изменение дизайна скважины не несет никаких технических и геологических рисков.
Проект получил одобрение на научно-техническом совете Блока разведки и добычи Газпром нефти.
Комплекс работ, выполненных специалистами Газпромнефть-ННГ, позволяет добиться значительного снижения стоимости скважины, при этом реализация проекта не требует дополнительных затрат.
При расчетах были учтены возможные риски, составлено дерево решений и проработан сценарий дальнейших действий при любом варианте развития событий.
Газпромнефть-ННГ не первый раз экспериментирует с процессом бурения скважин на Вынгапуровском НГКМ.
В 2015 г на месторождении стартовал пилотный проект по оптимизации строительства скважин Технический предел.
В результате время строительства скважин сократилось примерно на 5%.
Вынгапуровское НГКМ стало полигоном для внедрения новых технологий Газпромнефть-ННГ, повышающих эффективность и скорость бурения и добычи.
Еще в 2013 г. на месторождении впервые в России был проведен 10-стадийный гидроразрыв пласта (ГРП).
В декабре 2016 г. на Вынгапуровском НГКМ Газпромнефть-ННГ провела бурение первых 2хскважин с применением телеметрического комплекса нового поколения.
В январе 2017 г. на месторождении Газпромнефть-ННГ провела испытания долота PDC с отечественным поликристаллическим алмазным резцом.
Вынгапуровское НГКМ расположено в ЯНАО, в 20 км юго-западнее от г. Tарко-Cале.
Открыто в 1968 г. как газовое, а в ходе дальнейших ГРР переведено в разряд газонефтяных.
В 1982 г. месторождение введено в промышленную эксплуатацию.
За годы эксплуатации отобрано более 23 млн т нефти, что составило 44% от утвержденных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеотдачи (КИН) 0,21%.
В разные годы Газпром нефть активно оптимизирует дизайн скважин:
- на Царичанском месторождении: поглощающий горизонт вскрывался с использованием более дешевого раствора, в скважину опускалась обсадная колонна, а нижний интервал - бурился с использованием раствора на углеводородной основе, с применением РУС и высокоэффективных долот, эксплуатационная колонна в нижней части скважины была заменена конструкцией из 2х хвостовиков, подвешенных друг за другом;
- на Мессояхе: технология обсаженных фишбонов ( технология fishbone) - многозабойных скважин, стенки которых укреплены хвостовиками;
- на Приобском месторождении: 2-колонная конструкция скважины, буровой раствор на углеводородной основе и РУС для быстрого прохождения нестабильной зоны с использованием комбинированного хвостовика из труб разного Ø.
neftegaz.ru
Xi. эксплуатация скважин на подземных хранилищах газа постановление госгортехнадзора РФ от 05-06-2003 57 об утверждении правил создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах (2020). Актуально в 2019 году
размер шрифта
ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 05-06-2003 57 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В... Актуально в 2018 году
1. Основным показателем, определяющим эксплуатацию газовых скважин на ПХГ, является суточная производительность, которую замеряют и контролируют на газосборном пункте (далее - ГСП).
2. Технологический режим эксплуатационных скважин в период отбора (закачки) определяют на основе результатов гидрогазодинамических исследований.
3. По эксплуатационным скважинам газохранилища должен устанавливаться технологический режим, обеспечивающий безопасную работу скважин и заданный суточный отбор (закачку) газа из хранилища.
4. Технологический режим эксплуатации газовых скважин в процессе эксплуатации ПХГ может корректироваться на основе результатов газодинамических исследований.
5. Исследование эксплуатационных газовых скважин производят без выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и соответствующего давления в пласте-коллекторе, забое, устье скважины, ГСП, на входе и выходе компрессорной станции (далее - КС) (при закачке и компрессорном отборе газа), газопроводе подключения и диаметра штуцера. Исследования скважин проводят на 5 режимах при различных пластовых давлениях (максимальном, гидростатическом и минимальном) в объекте хранения. Результатом проведенных исследований является разработка технологической модели эксплуатации скважин и наземного обустройства, которая является составной частью технологической модели эксплуатации хранилища.
6. Исследование скважин в атмосферу допускается при их освоении.
7. Последовательность и частота исследований эксплуатационных скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются при составлении обеспечения (приложение А).
8. При необходимости выполняют дополнительные исследования с целью выяснения причин, влияющих на изменение продуктивной характеристики пласта-коллектора (вынос жидкости, песка, образование гидратных пробок и т.д.).
9. Предотвращение гидратообразования в пласте-коллекторе и стволах эксплуатационных скважин осуществляют путем:
- выбора соответствующего технологического режима;
- непрерывной или периодической подачи на забой (устье) действующей скважины ингибитора гидратообразования;
- покрытия внутренней поверхности обсадной колонны и лифтовых труб веществами, препятствующими отложению гидратов (эпоксидными смолами, полимерными пленками и т.д.).
10. Ликвидацию гидратных отложений в стволах скважин производят:
- продувкой с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов теплом окружающих пород;
- циркуляцией ингибитора по трубкам, спускаемым в скважину через сальниковое уплотнение на устье.
11. Если установлено наличие в газе опасных концентраций сероводорода или углекислоты, то необходимо провести предварительные исследования по выяснению фактической коррозионной агрессивности газожидкостного потока.
12. При установлении опасности развития коррозии необходимо проведение специальных исследований для разработки и выбора рациональных методов защиты от коррозии. Способ защиты от коррозии должен быть обоснован в технологическом проекте ПХГ и реализован в период подготовки ПХГ к эксплуатации.
13. В качестве мероприятий для защиты от внутренней коррозии подземного и наземного оборудования скважин применяют:
- ингибиторы коррозии;
- оборудование из специальных сталей с учетом установленного вида коррозии;
- термическая обработка оборудования по специально разработанным режимам;
- очистка газа от коррозионно-агрессивных компонентов;
- защитные металлические и неметаллические покрытия.
14. На ПХГ, характеризующихся коррозионной активностью продукции скважин, необходимо вести систематический контроль за применением выбранных методов защиты от коррозии, их эффективностью и состоянием скважин.
15. Эксплуатацию газовых скважин на ПХГ проводят по НКТ. Необходимость изоляции затрубного пространства определяют в технологическом проекте ПХГ.
16. В отдельных случаях при отсутствии в газе агрессивных и эрозионных компонентов допускают эксплуатацию скважин по эксплуатационной колонне при условии соблюдения индивидуально разработанных мероприятий, обеспечивающих безопасность такого способа эксплуатации, которые согласуют в территориальных органах Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.
17. За техническим состоянием и эксплуатацией скважин на ПХГ осуществляют постоянный контроль, который включает:
- наружный осмотр колонной головки, задвижек и обвязки устья;
- наблюдение за изменением давления и температуры;
- замер межколонного давления;
- замер выносимой потоком газа жидкости;
- контроль за выносом песка и других примесей;
- периодический отбор и анализ проб газа и выносимой пластовой жидкости;
- контроль производительности скважины;
- контроль потерь давления на забое, стволе и шлейфе скважины;
- геофизические и др. виды специальных исследований.
18. В эксплуатационных, наблюдательных, контрольных, поглотительных скважинах необходимо периодически проверять состояние призабойной зоны, наличие сообщения с пластом-коллектором, а также отсутствие загрязнений в стволе скважины. При обнаружении пробок, ухудшении сообщения с пластом, загрязнении ствола и призабойной зоны должны быть приняты меры по восстановлению работоспособности скважин.
19. Изменение технологического назначения эксплуатационных скважин согласуют с организацией, ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России, и утверждают в установленном порядке. Изменение технологического назначения допускается при:
- технико-экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации;
- невозможности (по техническим причинам) эксплуатации скважиной проектного горизонта;
- отсутствии технологической необходимости использования скважины по своему функциональному назначению.
20. Перевод скважин на другие горизонты согласуют с организацией, ведущей авторский надзор эксплуатации ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждают в установленном порядке.
21. Ремонтные работы в скважине осуществляют по плану, который составляет служба капитального ремонта скважин, согласовывают с геологической службой ПХГ и утверждают в установленном порядке.
22. При капитальном ремонте скважин с аномально низкими пластовыми давлениями следует использовать специальные облегченные растворы, эмульсии и пены, исключающие поглощения в процессе проведения работ.
23. Дело скважины является основным документом на ПХГ для всех видов скважин. Основные данные из дела скважины дублируются в электронном виде в составе ИБД.
24. Все работы на скважинах, связанные с:
- исследованием скважин;
- текущим и капитальным ремонтом скважин;
- изменением конструкций;
- различными осложнениями при эксплуатации,
заносят в Дело скважин и ИБД.
25. Пользователь недр в соответствии с действующими положениями проводит работы по переаттестации скважин, фонтанных арматур и колонных головок. Соответствующая организация дает заключение о возможности и сроке их дальнейшей эксплуатации, которое согласовывается с организацией, ведущей авторский надзор за эксплуатацией ПХГ, территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждается в установленном порядке.
26. После утверждения технологического проекта ПХГ организация (разработчик) осуществляет авторский надзор за эксплуатацией ПХГ.
27. Авторский надзор за эксплуатацией ПХГ обеспечивают системой контроля и наблюдений, которая включает в себя гидрогазодинамические, термодинамические, физико-химические, геохимические, промыслово-геофизические, компьютерные и другие виды исследований, в том числе и выполняемые специализированными организациями, которые определяются Обеспечением объектного мониторинга недр при эксплуатации подземных хранилищ газа (далее - Обеспечение) (приложение А), и включает работы по:
- оценке соответствия фактических и проектных показателей эксплуатации газохранилища, пробуренного фонда скважин, установленного подземного и наземного оборудования и других технологических узлов;
- расчету режимов закачки (отбора) газа;
- оптимизации технологических параметров эксплуатации искусственных газовых залежей с уточнением активного и буферного объемов газа, производительности и необходимого количества эксплуатационных скважин;
- анализу адекватности геологической и технологической модели эксплуатации ПХГ и их совершенствованию;
- аудиту запасов газа в хранилище;
- разработке обеспечения;
- корректировке режимов закачки и отбора газа с учетом детализации геологического строения и выявленных гидродинамических особенностей объекта хранения, состояния скважин и возможностей газотранспортной системы;
- установлению аномальных направлений преимущественного распространения газа в объекте хранения, оценке зон максимального и минимального газонасыщения, регулированию процесса заполнения порового объема структурной ловушки;
- оценке герметичности объекта хранения;
- геодинамике недр;
- установлению технологических параметров эксплуатации газохранилища на длительный период его функционирования при выявленных в ходе текущей эксплуатации особенностях, изменившихся условиях в ЕСГ и других отклонениях исходной информации;
- проведению дополнительных видов газодинамических исследований;
- интенсификации технологических процессов закачки и отбора газа, повышению коэффициента использования эксплуатационного фонда скважин;
- оценке и сокращению затрат газа на СТН;
- совершенствованию технологии и изысканию принципиально новых решений по энергосберегающей и безотходной эксплуатации объектов;
- выдаче заключений по техническому состоянию скважин;
- подготовке справок и заключений по текущему состоянию хранилища, оперативных материалов для заказчика и контролирующих органов.
28. В каждом конкретном случае объем работ по авторскому надзору на текущий календарный год устанавливают с учетом их целесообразности, очередности и ожидаемых результатов. Отдельные виды работ могут быть затребованы заказчиком во исполнение решений, предписаний Госгортехнадзора России и других ведомств.
29. По результатам осуществления авторского надзора в общем случае в течение года представляют краткие информационные отчеты с указанием объема выполненных работ, основных результатов и выводов. В конце года исполнитель передает заказчику единый заключительный отчет по выполненным работам в соответствии с календарным планом.
Закон прост: Нумерация пунктов приведена в соответствии с официальным текстом документа.
---www.zakonprost.ru
