Исследование технических и геологических условий создания подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Перечень сокращений, условных обозначений, единиц, терминов и символов

ГВК - газоводяной контакт

ГИС - газодинамические исследования скважин

ГОСТ - государственный отраслевой технический стандарт

ГРП - газораспределительный пункт

ДЭГ - диэтиленгликоль

КС - компрессорная станция

НТС - низкотемпературная сепарация

ПХГ - подземное хранилище газа

ЦСР - Центрально-сахалинский разлом

Р - давление, МПа;

t - температура, °С;

max - максимальное значение показаний;

min - минимальное значение показаний;

К- коэффициент запаса прочности покрывающих пород

?ср - средневзвешенная плотность покрывающих горных пород, кг/м3

h - высота емкости, м;

L - длина емкости, м;

b - суммарная мощность непроницаемых пород в почве и кровле

z - коэффициент сжимаемости, zст =1,0 при Р = 0,1013 МПа и t = 20° С;

?- плотность, кг/м3;

g = 9,81 - ускорение силы тяжести, м/с2;

F, f - площадь, м2;

V - объём, м3;

? - коэффициент гидравлического сопротивления труб;

m - пористость;

к - проницаемость, мкм2;

N(t) - расход газа, закачиваемого в хранилище одной скважиной м3/сут.

Реферат

Выпускная квалификационная работа 77 с., 18 таб., 12 рис., 15 источников.

Объектом разработки данной ВКР является исследование технических и геологических условий создания подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении.

В результате ряда исследований данного пласта сделан предварительный вывод, что горизонт способен выступать в качестве ПХГ, также определены максимальное и минимальное давления в хранилище, необходимое количество новых скважин, и производительность компрессора, выбран тип компрессорного агрегата.

В результате анализа экономической эффективности по созданию подземного хранилища газа на Южно-Луговском месторождении было выявлено, что срок окупаемости капитальных вложений составит 4 года. То есть в 5, 6 годы реализации проект будет приносить прибыль.

Введение

В настоящее время роль подземного хранения газа значительно возросла. Постоянно происходящая реструктуризация потребления энергоресурсов в пользу газа и развитие рыночных отношений увеличивают разрыв между летним и зимним потреблением. Значительно возросли суточные колебания. Теперь, когда за поставляемый газ приходится платить реальные деньги, предприятия стараются более экономно использовать энергетические ресурсы, и повышение температуры воздуха сопровождается более резким снижением потребления газа. Для повышения надежности обеспечения Анивского района теплом в зимний отопительный сезон необходимо либо ввести дополнительные мощности по добыче и транспорту газа, либо создавать дополнительные объемы его хранения. Если же говорить об уменьшении суточных колебаний газопотребления, то альтернативы подземному хранению газа не существует.

Хранилища газа улучшают экономические показатели системы газоснабжения за счет повышения коэффициента ее загрузки и увеличивают надежность ее функционирования.

Тем не менее, основным решением проблемы неравномерности газопотребления и надежности газоснабжения остается создание специальных хранилищ газа, способных покрыть зимний дефицит за счет накопления газа летом.

Целью данной работы является исследование эффективности создания подземного хранилища газа на Южно-Луговского месторождения Анивского района. Для достижения поставленной цели автор проводит анализ параметров геологического строения Южно-Луговского месторождения с точки зрения строительства ПХГ; анализирует расчет основных параметров ПХГ; а также рассчитывает экономическую эффективность строительства ПХГ.

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Южно-Луговское месторождение относятся к Анивским газовым месторождениям, разрабатываемым в настоящий период. Оно расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности.

В административном отношении месторождение располагается на территории Анивского района Сахалинской области РФ. С районным центром - г. Анива. С юга на север, вдоль восточной границы площади месторождения Южно-Луговское проходит автотрасса Таранай-Анива-Холмск. Ближайшими к месторождению Южно-Луговское населёнными пунктами являются районный центр г. Анива и пос. Огоньки, отстоящие от контура месторождения на расстоянии, соответственно, 5 и 6 км. Рассматриваемое месторождение расположено в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина - Лютоги. Естественную гидросеть района, помимо Лютоги, представляют её притоки - реки и ручьи Заречный, Люда, Луговой, Весёлый и др., а также ручьи, самостоятельно впадающие в залив Анива - Колхозный, Горный и др.

Орографически Южно-Луговское месторождение, за исключением западной границы площади, приурочивается к равнинной прибрежной низменности. Это плоская заболоченная, пологая, слабоволнистая поверхность с локальным развитием неглубоких (длиной 2,5 - 3 м) задернованных оврагов. Абсолютные высоты ее не превышают 15 - 18 м. Западным ограничением месторождения Южно-Луговское является подножие восточных склонов Камышового хребта.

В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Меркали. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 - 4 балла.

Климат района муссонный с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров - с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках - достигает двух и более метров. Лето короткое, дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3,6 - 3,8 м/с, в летние месяцы 2,2 - 2,3 м/с. Среднегодовая температура 4 - 5? С.

Экономически район достаточно освоен, особенно в сельскохозяйственном отношении.

1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения

1.2.1 Характеристика геологического строения

Изученный в Анивском прогибе геологический разрез снизу вверх представлен породами складчатого основания палеозой-мезозойского, а отложения собственно прогиба - верхнемелового и кайнозойского возрастов.

Верхнемеловые отложения (К2) вскрыты рядом скважин, где они представлены тёмно-серыми аргиллитами и алевролитами. Ряд исследователей выделяют здесь быковскую и красноярковскую свиты, но соотношение и объёмы этих свит, не установлены.

Кровля верхнемеловых отложений в пределах Южно-Луговской складки составляет (2 - 2,5) км.

Традиционно в кайнозойском разрезе района выделяется два подразделения:

- нерасчленённые олигоцен-миоценовые отложения, включающие аракайскую свиту олигоцена, а также холмскую и невельскую свиты миоцена;

- миоцен-плиоценовые отложения маруямской свиты.

Олигоцен-нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой толщей, включающей в себя аракайскую (Р3ar), Холмскую (N1hl) и невельскую (N1nv) свиты. Сложены они вулканогенно-осадочными, реже нормально осадочными породами: туфоалевролитами, туфопесчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями и линзами туфов, туффитов и песчаников.

Туфоалевролиты тёмно-серые с коричневым оттенком, крепкие. Туфопесчаники тёмно-серые с коричневым оттенком, от мелко до крупнозернистых, крепко сцементированные. Алевролиты серые от тонко до мелкозернистых, крепкие, трещиноватые, с песчаной примесью, линзами угля, включениями углистого аргиллита, обломками раковин, туфогенные. Аргиллиты тёмно-серые, крепкие, с многочисленными плоскостями скольжения. Туфы и туффиты серые или тёмно-серые, алевритовые с тонкими трещинами, заполненными кварцем. Песчаники серые или светло-серые, от мелко до крупнозернистых, крепкие, туфогенные.

Вскрытая толщина комплекса на Южно-Луговском месторождении составляет от 200 до 400 м.

Верхней миоцен-плиоценовые (маруямская свита (N1-2mr)) отложения с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на нерасчленённой толще невельско-холмско-аракайского горизонта. По литологическому составу и режиму осадконакопления отложения подразделяются на две подсвиты: нижнемаруямскую (N1-2mr1) и верхнемаруямскую (N1-2mr2).

Нижнемаруямская подсвита (N1-2mr1) вскрыта всеми скважинами. Содержит залежи газа. Литологически разрез представлен тонким переслаиванием туфогенных песчано-алевритовых и глинистых пород. Породы плохо отсортированы, характеризуются высокой открытой пористостью и низкой проницаемостью. В разрезе нижнемаруямской подсвиты выделяются ряд пластов, толщины которых составляют от 10 - 15 до 80 - 100 м. В составе пластов-коллекторов преобладают плохо отсортированные алевролиты, содержащие примеси псаммитовых и пелитовых фракций; песчаники плохо и среднеотсортированные с примесью алевритоглинистых фаций. Как правило, пласты имеют сложное строение, подразделяясь на ряд пропластков. Толщина подсвиты составляет 600 - 800 м.

Верхнемаруямская подсвита (N1-2mr2) залегает на нижнемаруямской с размывом подстилающих горизонтов. Подсвита представлена толщей слабосцементированных песчаников, алевролитов и песков и прослоями глин. Толщина подсвиты составляет 600 - 670 м.

Четвертичные отложения (Q) на площади развиты повсеместно, покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они элювиальными и алллювиально-болотными отложениями. Толщина современных отложений местами достигает первых десятков метров.

Южно-Луговское газовое месторождение приурочено к одноименной локальной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны. В рассматриваемых пределах Луговская антиклинальная зона является горст-антиклинальной. Восточное дизъюнктивное ограничение - взбросонадвиг 3 представляется вторичным, образованным под воздействием взбросонадвига 1. Вместе с тем западная образующая горст-антиклинали - нарушение 4 отделяет Луговскую от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР. Таким образом, Луговская антиклинальная зона сформирована как область с умеренным проявлением пликативно-разрывной тектоники. Она ориентирована в субмеридиональном направлении и состоит из нескольких локальных складок (с юга на север): Восточно-Луговская, Южно-Луговская, Заречная, Благовещенская, Луговская, Лютогская, Северо-Луговская. Имеется ряд оснований предполагать дальнейшее продолжение к югу этой антиклинальной зоны.

Антиклинальные структуры хорошо выражены по отложениям нижнемаруямского подгоризонта и превращаются чаще всего в структурную террасу по отложениям верхнемаруямского подгоризонта. Структурный план по отложениям невельско-холмско-аракайского горизонтов недостаточно изучен.

В Южно-Луговском месторождении выделяются три блока: Золоторыбный, Центральный и Северный, причём Золоторыбный блок ранее выделялся как отдельное месторождение. В результате проведённых в 2000 году ОАО «Востокгеология» геологоразведочных работ (сейсморазведка 2D и поисковое бурение) было установлено, что Золоторыбное месторождение является южным тектоническим блоком Южно-Луговской структуры. Дизъюнктивное обособление блока от центральной части Южно-Луговской структуры существует только по самым нижним продуктивным пластам (снизу вверх): XIIIб, XIIIа и XIIб.

Подразделение Южно-Луговской антиклинальной структуры на тектонические блоки утрачивается вверх по разрезу. Разрыв 7, разделяющий Золоторыбный и Центральный блоки, затухает к подошве XIIа пласта. Разрыв 6, разделяющий Центральный и Северный блоки, затухает к подошве Х горизонта, и выше по разрезу месторождение уже является единой антиклинальной складкой. При этом разрыв 6 по своему действию для XI пласта аналогичен дизъюнктиву 7, экранирующему газоносность пласта XIIа, (рис. 1А - Геологический разрез по профилю скважин 3- ЗЛ-7-ЗЛ-5А-12-ЮЛ-1-ЮЛ-13-ЮЛ-15-ЮЛ и рис. 2 А - Условные обозначения к геологическому разрезу; приложение А)

Северный блок, начиная с IХ горизонта вверх по разрезу, представляет собой свод Южно-Луговской структуры, в пределах которого расположены не ограниченные разрывами залежи пластов: III, IV, V, VI, VII, VIII.

На севере Южно-Луговская структура кулисно сочленяется с Заречной структурой, являющейся контрастным и значительным по размерам локальным поднятием, а на юге с давно изученной Восточно-Луговской структурой.

1.2.2 Основные параметры горизонтов

Южно-Луговское месторождение является многопластовым и содержит залежи газа в отложениях нижнемаруямского подгоризонта на глубине 700 - 1400 м.

Газонасыщенными являются: III, IV, V, VII, IX, Xa, XI, XI-2, XIIа, XIIб, XIIб-1, XIIб-2, XIIIа, XIIIб пласты, сложенные алевритопесчаными породами. Тип коллектора - поровый. Их основные характеристики приводятся в табл.1 А (Характеристика залежей газа; приложение А)

Пласт XIIIб.

Установлено две залежи этого пласта:

- в Золоторыбном блоке - по данным испытания в колонне и в соответствии с материалами ГИС (С1),

- в Северном блоке - по данным ГИС (С2).

Золоторыбный блок. Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (2,4 ? 1,2) км, высота - 61 м. Площадь газоносности 1529 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 18613 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 12 до 23 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-21,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 12,2 м.

ГВК залежи пласта XIIIб в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1385 м.

Северный блок.

Залежь газовая, пластовая, тороподобная, с севера и юга ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,5 ? 0,7) км, высота - 27 м. Площадь газоносности 276,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2300 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 25 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-17,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 8,3 м.

ГВК залежи пласта XIIIб в пределах Северного блока принимается на отметке -1292 м.

Пласт XIIIа.

Наличие газовых залежей этого пласта установлено во всех трёх блоках месторождения данными испытания скважин в колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.

Золоторыбный блок.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (2,4 ? 1,5) км, высота - 68 м. Площадь газоносности 1758,6 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 27321 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 29 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-25,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 15,5 м.

ГВК залежи пласта XIIIa в пределах Золоторыбного блока принимается на отметке -1368 м.

Центральный блок.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,9 ? 1,35) км, высота - 44 м. Площадь газоносности 553 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 7477 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 28 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-18 м, средняя газонасыщенная толщина - 13,5 м.

ГВК залежи пласта XIIIa в пределах Центрального блока устанавливается на отметке -1324 м.

Северный блок.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,7 ? 1,3) км, высота - 58 м. Площадь газоносности 707,5 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 9169 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 19 до 27 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-19,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 12,9 м.

ГВК залежи пласта XIIIa Северного блока принимается на отметке минус 1293 м.

Пласт XIIб-2.

Наличие газовой залежи данного пласта в Золоторыбном блоке установлено по результатам испытания в колонне скважины №2 Золоторыбной и по соответствующим показаниям ГИС в разрезе этой скважины. Запасы газа по залежи отнесены к категории С1, что подтверждается установлением газоносности пласта ХIIб-2 данными ГИС ещё в ряде скважин Золоторыбного блока.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (2,5 ? 1,5) км, высота - 58 м. Площадь газоносности 1841,5 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 11105 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 18 до 23 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-9,6 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,03 м.

ГВК залежи пласта ХIIб-2 Золоторыбного блока принимается на отметке -1337 м.

Пласт XIIб-1.

Наличие газовой залежи пласта ХIIб-1 в Золоторыбном блоке определяется только на основании интерпретации данных ГИС, запасы по залежи отнесены к категории С2.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (1,9 ? 0,6) км, высота - 24 м. Площадь газоносности 484,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2015 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 9 до 11 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-9,4 м, средняя газонасыщенная толщина - 4,2 м.

ГВК залежи пласта ХIIб-1 Золоторыбного блока принимается на отметке -1284 м.

Пласт XIIб.

Наличие двух газовых залежей пласта ХIIб с разными уровнями ГВК в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения установлено данными испытания скважин в эксплуатационной колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.

Центральный блок.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,8 ? 1,7) км, высота - 68 м. Площадь газоносности 804 тыс. м2., объём газонасыщенных пород - 5819 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 37 м., эффективная и газонасыщенная толщины - 0 - 10,5 м., средняя газонасыщенная толщина - 7,2 м.

ГВК залежи пласта ХIIб Центрального блока принимается на отметке минус 1303 м.

Северный блок.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,7 ? 1,4) км, высота - 52 м. Площадь газоносности 834,3 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 6352 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 28 до 36 м., эффективная и газонасыщенная толщины - 0 - 12,8 м., средняя газонасыщенная толщина 7,6 м.

ГВК залежи пласта ХIIб Северного блока принимается на отметке1257 м.

Пласт XIIa.

Наличие двух газовых залежей пласта ХIIа с разными уровнями ГВК в Центральном и Северном блоках Южно-Луговского месторождения, как и для залежей пласта ХIIб, установлено данными испытания скважин в колонне, которым соответствуют материалы ГИС; это залежи с запасами категории С1.

Центральный блок.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (1,8 ? 1,7) км., высота - 61 м. Площадь газоносности 1522 тыс. м2., объём газонасыщенных пород - 4844 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 22 до 26 м., эффективная и газонасыщенная толщины -0-5,5 м, средняя газонасыщенная толщина -3,2 м.

ГВК залежи пласта ХIIа Центрального блока принимается на отметке минус 1261 м.

Северный блок.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,8 ? 1,3) км., высота - 39 м. Площадь газоносности 781,2 тыс. м2., объём газонасыщенных пород - 2425 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 21 до 26 м., эффективная и газонасыщенная толщины -0-5,4 м., средняя газонасыщенная толщина -3,1 м.

ГВК залежи пласта ХIIа Северного блока принимается на отметке - 1212 м.

Пласт XI-2.

В результате анализа тектонических построений предполагается, что действие разрыва 6 (рис. 1А - Геологический разрез по профилю скважин 3- ЗЛ-7-ЗЛ-5А-12-ЮЛ-1-ЮЛ-13-ЮЛ-15-Юл и рис. 2 А - Условные обозначения к геологическому разрезу; приложение А.) вызвало формирование в Центральном блоке изолированной газовой залежи в средней и нижней частях XI горизонта при водоносности верхов его разреза. Это доказано данными испытания в колонне скважины № 5 Анивской пласта XI-2 (с получением притока сухого газа 5,7 тыс. м3/сут. через штуцер диаметром 2 мм) и XI-1 (с получением притока пластовой воды) и соответствующими показаниями ГИС. Залежь пласта XI-2 отнесена к резервуару с запасами категории С1.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (1,6 ? 1,7) км, высота - 54 м. Площадь газоносности 1033,6 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 9001 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 8 до 20 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-20 м, средняя газонасыщенная толщина - 8,7 м.

ГВК залежи пласта ХI-2 Центрального блока принимается на отметке минус 1214 м.

XI пласт.

В пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения по данным ГИС скважин №№ 11 и 13 Южно-Луговской устанавливается наличие сводовой «водоплавающей» залежи газа, категория запасов - С2.

Залежь газовая, сводовая, водоплавающая, ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (0,8 ? 0,5) км, высота - 9 м. Площадь газоносности 245,01 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 659 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 23 до 28 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-23,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 2,69 м.

ГВК залежи XI горизонта Северного блока принимается на отметке минус 1137 м.

Пласт Ха.

Газоносность данного пласта установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытания в колонне скважины №1 Южно-Луговской при соответствующих показаниях ГИС по четырём скважинам. Залежь отнесена к резервуару с запасами категории С1.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера и юга ограниченная разрывами. Размеры залежи составляют (1,0 ? 0,8) км, высота - 22 м. Площадь газоносности 605,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 4090 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 20 до 25 м., эффективная и газонасыщенная толщины - 0-17,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,8 м.

ГВК залежи Xa горизонта Северного блока определяется на отметке минус 1067 м.

IX горизонт.

Его газоносность установлена в пределах Северного блока Южно-Луговского месторождения в результате испытаний скважин в колонне при соответствующих показаниях ГИС; это залежь с запасами категории С1.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера и юга осложнённая разрывами. Размеры залежи составляют (1,1 ? 1,2) км, высота - 46 м. Площадь газоносности 798,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 15251 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 28 до 34 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-26,8 м, средняя газонасыщенная толщина - 19,1 м.

ГВК залежи IX горизонта Южно-Луговского месторождения принимается на отметке -1050 м.

При этом в пределах Центрального блока наличие залежи предполагается только согласно структурным построениям, и здесь она относится к резервуару с запасами категории С2.

Залежь газовая, пластовая, водоплавающая, ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (0,3 ? 0,8) км, высота - 20 м. Площадь газоносности 154,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 809 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 33 до 34 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-27,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 5,25 м.

ГВК залежи IX горизонта Центрального блока принимается на отметке минус 1050 м.

VII горизонт.

Его газоносность установлена в процессе проводки первого ствола скважины №13 Южно-Луговской (в последующем - скважины №14 Южно-Луговской). Объект не испытывался. Его ограничения в разрезе определены по интерпретации данных ГИС и в плане - структурными построениями; залежь VII горизонта - с запасами категории С2.

Залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (1,5 ? 1,3) км, высота - 69 м. Площадь газоносности 1408,8 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 16278 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 39 до 42 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-20 м, средняя газонасыщенная толщина - 11,55 м.

ГВК залежи VII горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке - 947 м.

V горизонт.

Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС, то есть запасы залежи относятся к категории С2. По структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, водоплавающая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют 1,3 ? 1,0 км, высота - 49 м. Площадь газоносности 962,1 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 5840 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 73 до 86 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-26,9 м, средняя газонасыщенная толщина - 6,1 м.

ГВК залежи V горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -807 м.

IV горизонт.

Его газоносность прогнозируется согласно интерпретации данных ГИС, по состоянию изученности её запасы отнесены к категории С2. По структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, с севера ограниченная разрывом. Размеры залежи составляют (1,3 ? 1,0) км, высота - 50 м. Площадь газоносности 875,4 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 3154 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 4 до 14 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-5,1 м, средняя газонасыщенная толщина - 3,6 м.

ГВК залежи IV горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -780 м.

III горизонт.

Газоносность этого, самого верхнего в пределах рассматриваемой площади, номенклатурного горизонта нижнемаруямской подсвиты установлена при проводке второго ствола скважины №13 Южно-Луговской фиксацией интенсивного газопроявления. Ограничения залежи в разрезе определялись по интерпретации данных ГИС и в плане - структурными построениями; залежь III горизонта также отнесена по изученности к резервуару с запасами категории С2. Согласно структурным построениям - залежь газовая, пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи составляют (1,1 ? 0,5) км, высота - 25 м. Площадь газоносности 464,7 тыс. м2, объём газонасыщенных пород - 2158 тыс. м3. Общая толщина колеблется от 30 до 40 м, эффективная и газонасыщенная толщины - 0-32,5 м, средняя газонасыщенная толщина - 5,3 м.

ГВК залежи III горизонта Южно-Луговского месторождения определяется согласно интерпретации данных ГИС на отметке -669 м.

В период с 1999 по 2000 гг. на месторождении с отбором керна пробурено три скважины в Золоторыбном блоке (скважины №№ 6 Зл, 7 Зл, 8 Зл). Общая проходка с отбором керна составила 151 м, общий вынос - 88,3 м (59 %). Вынос керна пришелся на XIIIб, XIIIa, XIIб-2, XIIб-1 пласты и разделы между XIIб-1 и XIIб-2, XIIб-2 и XIIIa пластами. Литолого-петрофизическое изучение керна проводилось в лабораториях. Результаты исследований приведены в табл. 2 А (Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока; приложение А.)

Газопродуктивный разрез Золоторыбного блока Южно-Луговского месторождения включает в себя залежи четырёх пластов (снизу вверх): XIIIб, XIIIа, XIIб-2 и XIIб-1. Толщина этого разреза составляет от 77 м в сводовой области блока до 102 м на западной периферии залежей.

Исходя из установленных нижних пределов проницаемости и глинистости произведено деление пород на коллектор - неколлектор (табл. 2 А - Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока; приложение А).

Средние значения для газонасыщенных частей пластов приведены в табл. 3А (Характеристика коллекторских свойств газонасыщенности Золоторыбного блока; приложение А).

Продуктивный разрез Золоторыбного блока залегает в интервале глубин 1285 - 1451 м. Керн изучен в интервале глубин 1299 - 1424 м.

Изученные коллекторы месторождения представлены песчаниками разнозернистыми, средне-тонко-мелкозернистыми, тонко-мелкозернистыми, мелко-тонкозернистыми, тонкозернистыми и алеврито-песчаниками.

Обломочная часть пород-коллекторов на 50 - 75 % состоит из кварца, на 15 - 25 % из полевых шпатов, обломки пород составляют 10 - 20 %. Количество цементирующего материала в коллекторах колеблется от 14,5 до 25,5 %. Большей частью цемент имеет базальный и поровый тип, реже контактно-пленочный, его распределение в породе неравномерное. Сложен он кремнисто-глинистым веществом, который представлен в основном смешаннослойным минералом иллит-смектит с количеством набухающих слоев до 80 %, в меньшем количестве отмечаются слюда, хлорит, опал-А, опал-кристобалит и цеолит-клиноптилолит.

Коллекторы месторождения относятся к поровому типу. Основная часть изученных пород характеризуется низкими фильтрационными свойствами (проницаемость от 1,68 до 36,4?10-3 мкм2), но наличие одного определения, равного 452?10-3 мкм2, и незначительная изученность слабо сцементированных пород позволяет предположить наличие в данном разрезе коллекторов со средними фильтрационными характеристиками.

Открытая пористость коллекторов характеризуется высокими значениями (23,8 - 32,5 % при насыщении пластовой водой, 23,8 - 30,7 % при насыщении керосином), что связано со значительным количеством в составе цемента пород смешаннослойного минерала иллит-смектит с большим количеством набухающих слоев.

Состав цемента также сказался на повышенных значениях (59,2 - 83,2 %) остаточной водонасыщенности.

Следует особо подчеркнуть чрезвычайно важный момент, что нижние пределы коллекторских свойств пород-коллекторов, рассчитанные при подсчете запасов, обосновывались всем массивом данных исследования керна месторождений Анивской группы и были приняты единые для всех месторождений. Они имеют следующие значения: проницаемость - 10-3 мкм2; глинистость - 33 % (определена по данным ГИС), остаточная водонасыщенность - 82,5 %. Нижний предел пористости определен не был.

Такие значения нижних технологических пределов не вызывают сомнения. Нижний предел проницаемости, равный 10-3 мкм2, характерен для ряда газовых месторождений Сахалина. Глинистость, равная 33 %, соответствует нижнему пределу глинистости для продуктивных одновозрастных отложений о. Сахалин. Значение нижнего предела остаточной водонасыщенности несколько высоко, это связано с составом цементирующего материала. Нижний предел для начальной газонасыщенности коллектора определить не предоставляется возможным из-за не достаточности исходного материала.

1.2.3 Физико-химические свойства и состав пластового газа, конденсата и воды

В процессе разведки месторождения при испытании скважин в период с 1975 по 2004 год ОАО “Востокгеология” проводился отбор проб газа с целью получения данных о его компонентном составе и физико-химических свойствах. Пробы отбирались в интервале глубин 1057 - 1415 м.

Компонентный состав свободных газов определялся методами газо-жидкостной и газо-адсорбционной хроматографии согласно действующим ГОСТ, физико-химические свойства рассчитывались по компонентному составу газов.

Относительная плотность газа изменяется от 0,5771 до 0,6010. В составе газов основным компонентом является метан, содержание которого колеблется в пределах 90,40 - 94,64 %. Содержание тяжелых углеводородов незначительно и в сумме не превышает 1,23 % об. Гомологи метана представлены: этаном - 0,06-1,04 %, пропаном - 0-0,18 %, бутанами - 0-0,09 % и пентанами - 0-0,02 %. Распределение метана и его гомологов подчиняется ряду: СН4 > С2Н6 > С3Н8 > С4Н10 > С5Н12.

В составе газов присутствуют балластные примеси в значительных количествах: от 5,07 до 9,41 %. Азот является преобладающим компонентом, на долю которого приходится до 9,01 %, содержание углекислого газа составляет 0 - 1,16 %. Гелий и водород определялись не во всех пробах. Содержание гелия составляет 0,001 - 0,012 %, водорода 0,001 - 0,027 %.

Коэффициент сжимаемости с глубиной залежей изменяется незначительно: от 0,87 (IX пласт) до 0,88 (XIIIб пласт), объемный коэффициент снижается соответственно с 0,0086 до 0,0070.

В целом, по составу и физико-химическим показателям отмечается тесная близость свойств газов всех разведанных залежей, в том числе весьма незначительное присутствие в них гомологов метана и повышенное содержание азота.

Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей (И. С. Старобинец) свободный газ относится к классу углеводородный сухой (СН4 >75 %, С2Н6+в < 25 %), азотный (N2 - 5-15 %), низкоуглекислый (СО2 < 2 %), низкогелеевый (He <0,1 %). Сероводород в газах отсутствует.

Вследствие повышенного содержания азота теплотворная способность исследованных газов не высокая и составляет QB = 33640 - 35280 кДж/м3, QH = 30300 - 31780 кДж/м3. Газы месторождения целесообразно использовать для среднетемпературных процессов. Применение данного газа в качестве источника химического сырья не является целесообразным, поскольку газ обеднен тяжелыми углеводородами, представляющими интерес для нефтехимической промышленности.

Воды месторождения представлены исследованиями 26 проб в ранее пробуренных поисково-разведочных скважинах №№ 1 Юл, 4 Юл, 5А Юл, 8 Юл, 1 Зл и 2 Зл. Испытания проводились бригадой ТОО «ГЕЛИКС». Методика вскрытия и опробования водоносных объектов была аналогичной для газовых пластов. Отбор проб проводился в поверхностных условиях с устья при фонтанировании скважин. Основные сведения о пластовых водах приведены в табл. 4 А (Свойства и ионный состав пластовой воды (Северный блок); приложение А).

Подземные воды Южно-Луговского месторождения согласно гидродинамической расчленённости приурочены ко второму (II) водоносному комплексу Сусунайского артезианского бассейна. Данный комплекс представлен песчано-алеврито-глинистыми породами нижнемаруямского подгоризонта (верхний миоцен), толщина которого достигает 700 м. Чередование в разрезе комплекса выдержанных по простиранию проницаемых пластов и глинистых водоупоров предопределило существование в его недрах гидродинамического режима замедленного водообмена, когда гидравлическая связь подземных вод с дневной поверхностью происходит только в областях их питания и разгрузки.

Невысокая водообильность (дебит скважин 0,5 - 8,4 м3/сут.) пород II комплекса обусловлена низкими фильтрационными показателями его коллекторов. Но на отдельных участках (скважина 5А Юл) получены притоки воды 18 - 28 м3/сут. самоизливом, что свидетельствует о высокой продуктивности скважины и вскрытой ей части разреза.

Рассматриваемое месторождение тяготеет к окончанию короткого транзитного пути метеогенных вод, стекающих с северо-западных отрогов Южно-Камышовского хребта в направлении акватории Анивского залива. Этот подземный поток инфильтрационных вод, обладающих градиентом напора до 10 - 15 м/км в принципе является разрушающим по отношению к углеводородным залежам. Однако присутствующие в разрезе II комплекса диагональные и субширотные дизъюнктивы создали барьеры фронтальному стоку подземных вод и сформировали полузакрытые от вымывания участки.

Представляется, что сохранившиеся газовые залежи месторождения обязаны не только тектоническим экранам, но, возможно, в большей мере существованием в недрах продуктивного комплекса на изучаемой площади встречного (по отношению к инфильтрационному стоку) элизионного напора подземных вод, отжимаемых из прогибов Анивского залива. Другими словами, рассматриваемое месторождение приурочено к гидродинамическому барьеру, сформированному вдоль стыка инфильтрационных и элизионных вод Сусунайского субмаринного осадочного бассейна.

Поэтому в разрезе месторождения повсеместно встречены как инфильтрогенные (преимущественно гидрокарбонатнонатриевого - ГНК - типа), так и седиментогенные (хлоркальциевого - ХК - типа) воды. Но по ионному составу пластовые воды в основном хлоридные натриевые. В отношении гидрокарбонатов наблюдается площадное изменение с некоторым снижением их содержания (от 1,1 - 1,4 до 0,6 - 1) в южном направлении, что обусловлено преобладанием роли вод ХК типа в составе пластовых вод. Все подземные воды месторождения малосульфатные (1 - 99 ), но в их концентрации также наблюдается тенденция снижения их количества от Северного блока к Золоторыбному.

Смешанность в пределах месторождения подземных вод разного генезиса подчеркивается и малым диапазоном изменения коэффициента метаморфизма вод, rNa / rCl = 0,96 - 1,05.

В содержании специфических компонентов (йода до 15, брома до 35 , бора до 150 ) обращает на себя внимание повышенная концентрация бора.

Состав водорастворённых газов преимущественно метановый с примесью углекислого газа (до 2,4 %). Тяжелые углеводороды присутствуют в ничтожном количестве (доли процента).

Пластовые воды месторождения относятся к слабощелочным (pH = 7,1 - 8,0) и жестким (сумма солей кальция и магния составляет 10 - 30 мг-экв.).

Геотермический режим месторождения характеризуется повышенными (относительно геотемпературного фона) значениями температур (50 - 52° С) в разрезе продуктивного комплекса. Соответственно и средний геотермический градиент на Южно-Луговском месторождении составляет 36° С/км.

При разработке залежей, помимо газонапорного режима, следует учитывать серьёзное влияние водонапорного режима, создаваемого напором инфильтрационных вод. Выражаться он будет (в зависимости от тектонической экранированности) в основном во фланговом подпоре газовых скоплений. Позитивный тыловой подпор с юга и юга-востока, осуществляется в основном элизионными водами. Например, скважина 5А Юл, вскрывшая в продуктивном разрезе напорные воды (самоизлив с избыточным давлением) ХК типа является показателем проявления водонапорного режима за счет напорного потенциала элизионных вод. Но недостатком данного режима является (при отборах газа) поступление ограниченных объемов отжимных вод и, как следствие, отставание во времени процесса поддержания пластового давления.

1.2.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их продуктивной и энергетической характеристик

Гидродинамические исследования залежей месторождения проводились с 1975 г. и по настоящее время, было выполнено 42 исследований в 13 скважинах (№№ 1 Юл., 5А Юл., 11 Юл., 12 Юл., 13 Юл., 14 Юл., 16 Юл., 2- Зл., 2 бис-Зл., 7-Зл., 8-Зл., 9-Зл., 10-Зл). В результате обработки данных по 9 продуктивным залежам IX, Xа, XI-2, XIIа, XIIб, XIIб-1, XIIб-2, XIIIа и XIIIб пластов определены коэффициенты фильтрационного сопротивления, гидро- и пьезопроводность.

Исследования скважин проводились по методу смены стационарных режимов фильтрации. При исследовании, вся продукция из скважины поступала в вертикальный сепаратор, где происходило разделение жидкости и газа. Жидкость из сепаратора поступала в мерную ёмкость, а газ проходил через прувер и сжигался на факеле. На каждом режиме работы скважины замерялись давления на устье, прувере и в сепараторе образцовыми манометрами, а температура в этих точках замерялась лабораторными термометрами. Пластовое и забойное давления замерялись глубинными манометрами, а температуры на забое - максимальным термометром. Также пластовые давления рассчитывались по статическому давлению на устье скважин.

Дебит газа рассчитывался по давлению и температуре на прувере. По полученным дебитам газа, пластовым и забойным давлениям, графически определены параметры уравнения притока. Дебит жидкости замерялся по времени наполнения мерной ёмкости. ,

С 2001 г. исследования скважин выполнялись сотрудниками ОАО «Востокгеология» и некоторые данные этих исследований вызывают сомнения, поэтому по некоторым скважинам были пересчитаны коэффициенты фильтрационных сопротивлений. Полученные в результате исследований и их обработки коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в пределах А = 0,166 - 4,969 ; В = 0,0036 - 0,7606 . Наблюдается ухудшение фильтрационных характеристик по данным исследованиям в Северном блоке XIIб пласта (скв. № 14 Юл) и XIIIа, XIIIб пластам Золоторыбном блоке (скв. № 7 Зл, № 8 Зл).

Величины пластовых давлений приближаются к гидростатическим, значения их изменяются от 10,91 МПа до 13,79 МПа по месторождению, пластовая температура возрастает с глубиной от 37о С до 49о С.

Скважины отрабатывались на 4-16 режимах (2мм-9мм), дебиты при этом изменялись от 7,2 тыс. м3/сут. до 29,4 тыс. м3/сут. при депрессии 2,17-7,19 МПа.

В процессе исследований и разработки месторождения содержимое породоуловителя при исследовании большинства скважин указывает на наличие на отдельных режимах гидратов, воды, реже песка. Судить о характере изменения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне и в пласте затруднительно, так как постоянного учета выносимой жидкости и мехпримесей не проводился. Нужно отметить, что за период эксплуатации газовых залежей по скважинам выполнен недостаточный комплекс газодинамических исследований.

1.2.5 Запасы свободного газа

По Южно-Луговскому месторождению утверждены Протоколом № 311 заседания ЦКЗ МПР РФ от 1.12.03 года.

Начальные запасы газа составляют:

- по категории С1 - 1776 млн. м3,

- по категории С2 - 321 млн. м3

На 1.01.05 года накопленная добыча газа категории С1 составляет 122 млн. м3 и потери 10 млн. м3 по категории С2 (VII пласт Северный блок).

Остаточные запасы свободного газа на 1.01.05 года составляют:

- по категории С1 - 1654 млн. м3

- по категории С2 - 311 млн. м3

Запасы газа и подсчётные параметры по пластам и блокам приводятся в табл. 5 А (Своднаая таблица подсчётных параметров и запасов; приложение А).

подземный хранилище газ месторождение

2. Техническая и проектная части

2.1 Техническая часть

2.1.1 Методы создания подземного хранилища газа в зависимости от геологотехнических условий

Основная задача газовой индустрии -- надежное и ритмичное снабжение газом промышленных объектов и бытовых потребителей в городах и поселках. Особенность существующей системы газоснабжения в настоящее время заключается в значительном удалении газовых месторождений от мест потребления, поэтому одной из важнейших составляющих системы являются магистральные газопроводы, однако оптимальная работа магистральных газопроводов, как и всей системы, в значительной степени осложняется резкой неравномерностью потребления газа в течение суток и года. Различают три вида неравномерности потребления газа: часовую, суточную и месячную (сезонную).

Использование подземных газохранилищ в системе газоснабжения при значительном удалении от мест добычи газа снижает капитальные вложения в магистральный газопровод на 30 %, себестоимость транспорта газа -- на 15 --20 %. При этом затраты на создание газохранилища окупаются в течение 2,5--4 лет.

Подземные хранилища можно разделить на следующие типы:

­ в истощенных газовых, а также в нефтяных пластах отработанных месторождений;

­ в пористых водоносных пластах;

­ в специальных горных выработках (специальные шахты, камеры в отложениях каменной соли).

Последние могут быть использованы также для хранения сжиженных газов, сырой нефти и нефтепродуктов.

В России наибольшее распространение получили газохранилища в нефтяных и газовых пластах отработанных месторождений, в водоносных пластах и в отложениях каменной соли. Выбор газохранилища того или иного типа зависит главным образом от геологических условий в районе намечаемого строительства. Поскольку вблизи большинства крупных промышленных центров отсутствуют отработанные нефтяные и газовые месторождения, в этих районах чаще приходится прибегать к строительству газохранилищ в водоносных пластах или в отложениях каменной соли. Однако в настоящее время использование месторождений в качестве хранилищ газа получает более широкое распространение по следующим причинам: во-первых, хранилища такого типа наиболее дешевы и надежны в эксплуатации, во-вторых, благодаря развитию сети магистральных газопроводов, т. е. благодаря уменьшению числа крупных тупиковых потребителей газа, становится возможным сооружать газохранилища на значительном удалении от потребителя. Закольцованные газопроводные системы дают возможность маневрировать как общим расходом, так и запасами газа, хранящегося в газохранилищах.

В отдельных случаях создание подземных газохранилищ в отработанных нефтяных пластах позволяет повысить нефтеотдачу истощающихся нефтяных пластов, как за счет повышения пластового давления, так и за счет разжижения нефти растворяющимся в ней газом.

Подземные хранилища в истощенных залежах.

Для создания этих типов хранилищ используется нефтяные, газовые, газоконденсатные истощенные залежи, этот вид хранилищ считается наиболее экономичным, так как:

­ газовая или нефтяная залежь хорошо изучена: имеется подробные сведения о площади, газо- или нефтеносности, мощности, параметрах пласта-коллектора (геометрические формы и размеры, пористость, проницаемость пластов), степени герметичности покрышки, добытых объемах газа и жидкостей, начальном пластовом давлении и температуре, характеристике скважин и режиме их эксплуатации;

­ на месторождении имеется определенное число пробуренное и оборудованных эксплуатационных скважин, промысловое оборудование (компрессорные станции, сепаратор, технологические трубопроводы), жилищные и культурно-бытовые объекты, которые могут быть использованы для целей подземного хранения газов и жидкостей и которые в общем итоге сокращают капитальные вложения на строительство и эксплуатационные расходы;

­ значительно сокращаются сроки создания хранилища и достижения проектной его мощности;

­ при использовании нефтяных месторождений появляется возможность извлечения остаточной нефти за счет повышения пластового давления.

Сооружение подземных хранилищ в истощенном месторождении обычно выполняется в два этапа. На 1 этапе осуществляется проверка наземных промысловых объектов, ремонт и замена устаревших, износившихся частей. Решаются вопросы автоматизации, повышения производительности труда, охраны окружающей среды и источников питьевой воды. На этом этапе выполняется и промышленное заполнение хранилища газом. На 2 этапе производится испытание и циклическая эксплуатация хранилища.

Таким образом, подземные хранилища газа ПХГ в отработанных нефтяных или газовых пластах в период отбора газа представляют собой подобие газового промысла с интенсивным падением пластового давления. Поэтому в начале периода отбора газ подается за счет давления в газохранилище, а затем, когда давление падает, в работу включается КС. Следовательно, КС на подземных газохранилищах используется как для закачки газа в пласт, так и для подачи его потребителям при отборе. Поскольку газ, возвращаемый из пласта, часто бывает увлажненным и содержит механические примеси (главным образом песок), на ПХГ обязательно сооружают установки для очистки и осушки газа. Предусматривается также комплекс мероприятий для предупреждения образования гидратных пробок в скважинах и в системе их обвязки.

При проектировании строительства подземного хранилища в истощенном газовом месторождении определяют:

­ максимально допустимое давление;

­ минимально необходимое давление в конце периода отбора;

­ объемы активного и буферного газов;

­ число нагнетательно-эксплуатационных скважин;

­ диаметр и толщину стенок промысловых и соединительного газопроводов;

­ тип компрессорного агрегата для КС;

­ общую мощность КС;

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

­ 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, источников питьевой воды в верхних горизонтах

Подземные хранилища газа в водоносных пластах.

Если поблизости от крупного потребителя газа нет истощенных нефтяных и газовых месторождений, которые несложно переоборудовать в хранилища, то для хранения газа используют водоносные пласты.

При сооружении ПХГ в водонасыщенных пластах, в ловушках которых нет ни газовых, ни нефтяных месторождений, обычно не установлены: непроницаема ли для газа покрышка пласта-коллектора, размеры и форма пластовой водонапорной системы, геолого-физические параметры пласта-коллектора. Существует опасность как потерь газа через кровлю хранилища, каналы в цементном камне за колонной скважин, тектонические нарушения горных пород и другие возможные пути миграции газа, так и больших денежных затрат при неблагоприятных геолого-физических параметрах пласта-коллектора (небольшие коэффициенты проницаемости и пористости, рыхлость или трещиноватость коллектора, ограниченный объем воды в поровом пространстве коллектора и др.).

Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо доказать герметичность кровли ловушки, рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора, определить остаточную водонасыщенность при вытеснении воды газом, измерить или вычислить объемную газонасыщенность.

Эти хранилища образуется за счет вытеснения из пор пород грунтовой воды и накопления газа под непроницаемым пластом (покрышкой). Пористый пласт, в котором создается ПХГ, должен быть достаточно проницаем к протяженным коллектором. Для этой цели наиболее пригодны "открытые" геологические ловушки (куполообразные залегания), недалеко от которых имеются области питания или стока.

Такие ПХГ обычно сооружаются путем оттеснения воды на периферию пласта-коллектора за счет упругих свойств воды и горной породы.

Сооружение ПХГ в водоносном пласте состоит в нагнетании газа в сводовую часть структуры через эксплуатационные скважины 1 и оттеснения воды в область стока.

Выполняется также отбор воды с разгрузочных скважин 2, расположенных в в виде кольцевых батарей вдоль окружности радиуса стока. По мере заполнения ПХГ газом в нем давление повышается с одновременным перемещением границы "газового пузыря". Вода вытесняется до тех пор, пока поверхность контакта "газ-вода" не займет положение, при котором дальнейшее оттеснение нерационально в связи с уходом газа за пределы ловушки.

В целом оборудование газохранилищ глубокого заложения включает в себя компрессорный цех, систему очистки и осушки газа, газораспределительный пункт ГРП, газопромысловое хозяйство (скважины различного технологического назначения, шлейфы, сепараторы), технологические трубопроводы (рисунок 4 Б хранилище газа в водоносном пласте; приложение Б).

Подземные хранилища в отработанных выработках.

В последние годы под хранилища переоборудуются отработанные выработки горнодобывающих и других предприятий (угольные и сланцевые шахты, рудники, шиферные карьеры). Такой метод хранения является экономически эффективным, так как в этом случае из состава затрат на создание подземных хранилищ исключаются почти полностью расходы на проведение горных выработок. А они в большинстве случаев составляют более половины сметной стоимости строительства хранилищ, но при решении варианта использования отработанных (заброшенных) выработок возникает ряд технических проблем: наличие трещин в стенках и по толщине выработок требует принятия мер по недопусканию миграции газа или жидкости в смежные пласты. Для этого создаются водяные подушки, используются участки, где имеется подпор пластовых вод, выполняется искусственная заделка стен, потолков выработок и штолен.