38. Подземное хранение газа в истощенных или частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях.

Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказываются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны размеры и форма газонасыщенного пласта, объем порового пространства залежи, коэффициенты пористости и проницаемости, пластовые давление и температура, состав газа, размещение нагнетательных скважин на площади газоносности, коэффициенты фильтрационных сопротивлений, изменение расхода закачиваемого в хранилище газа во времени, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герметичность покрышки.

На месторождении имеется определенный фонд добывающих, нагнетательных и наблюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товарного газа.

При проектировании строительства подземного хранилища в истощенном газовом месторождении определяют:

1) максимально допустимое давление;

2) минимально необходимое давление в конце периода отбора;

3) объемы активного и буферного газов;

4) число нагнетательно-эксплуатационных скважин;

5) диаметр и толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов;

6) тип компрессорного агрегата для КС;

7) общую мощность КС;

8) тип и размер оборудования подземного хранилища для очистки газа от твердых взвесей при закачке его в пласт и осушки при отборе;

9) объем дополнительных капитальных вложений, себестоимость хранения газа, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений.

После этого проводят ревизию технологического состояния скважин, оборудования устья, промысловых газопроводов, сепараторов, компрессоров, определяют виды ремонта, замены, а также необходимость строительства новых сооружений. Особое внимание уделяют определению герметичности скважин, скорости и интенсивности процессов коррозии металлического промыслового оборудования и разработке мероприятий по борьбе с ней, комплексной автоматизации работы всех элементов оборудования подземного хранилища, повышению производительности труда, охране окружающей среды, источникам питьевой воды в верхних горизонтах.

39. Подземное хранение газа в выработанных нефтяных и газоконденсатных месторождениях.

Опыт эксплуатации выработанного нефтяного месторождения позволяет получить необходимый материал для оценки возможности использования его в качестве ПХГ. Факт существования нефтяного месторождения свидетельствует о герметичности кровли. Кроме того, известны объемы добытой нефти, газа и воды, изменение давлений и дебитов по скважинам, геолого-физические параметры пласта-коллектора и физические свойства нефти, газа и воды.

Однако необходимо тщательно обследовать, выбрать и отремонтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изучить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов, сепараторов и другого оборудования для возможности их использования в процессе подземного хранения газа, реконструировать промысловые газопроводы, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить новые нагнетательно-добывающие скважины.

Одновременно с этим проводят исследования с целью определения будущих дебитов таких скважин, режима работы ПХГ, максимально возможного объема извлечения остаточной нефти, мероприятий по увеличению производительности нагнетательно-добывающих скважин, изменения состава газа в процессе подземного хранения.

В процессе подземного хранения газа в частично выработанном нефтяном пласте газ будет не только вытеснять нефть к забоям добывающих скважин (или к периферии залежи), но и растворять и испарять компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. На процессы вытеснения, растворения и испарения нефти хранящимся газом влияют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, физические свойства нефти и газа, технологические параметры работы ПХГ.

Основными из них являются: коэффициенты пористости, проницаемости, удельная поверхность и ее состояние, объем остаточной воды; неоднородность пласта по площади и разрезу; давление и температура; сила тяжести; плотность остаточной нефти; соотношение вязкостей газа и нефти; отношение объема газа, закачанного в пласт, к объему порового пространства пласта и др.

Нагнетательные скважины целесообразно размещать в приподнятой, сводовой части структуры, добывающие – в пониженных частях.