РД-08-93
РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ГОСГОРТЕХНАДЗОРА РОССИИ
Документ, регламентирующий деятельность надзора
в нефтяной и газовой промышленности
ПРАВИЛА
СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ
ГАЗА В ПОРИСТЫХ ПЛАСТАХ
Дата введения 1994-01-01
ВНЕСЕНО Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности
УТВЕРЖДЕНО Госгортехнадзором России 28.09.1993 г. постановлением № 21
Вторая редакция "Правил создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах" подготовлена ВНИИГАЗом совместно с ВНИПИГаздобычей, Госгортехнадзором России при участии специалистов Мострансгаза, Газпромгеофизики и др. организаций, взамен выпущенных ранее в 1986 г.
При подготовке настоящих Правил учтены замечания и предложения заинтересованных организаций, внесены отдельные дополнения и в качестве приложения включено "Положение об авторском надзоре за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах".
Правила обязательны для разведочных, научно-исследовательских, проектных и производственных организаций концерна "Газпром", занимающихся разведкой, проектированием и эксплуатацией подземных газохранилищ в пористых пластах.
Редакционный совет:
Арутюнов А.Е., Бузинов С.Н., Ворожбицкий В.М., Гергедава Ш.К., Дадонов Ю.А. (председатель), Драгунов Ю.М., Каменский В.В., Либерман Г.И., Парфенов В.И., Солдаткин Г.И., Солдаткин С.Г., Цикунков А.А.
РАЗДЕЛ 1
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРЕДПОСЫЛКИ
СОЗДАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
Глава 1. Назначение, роль и классификация подземных хранилищ газа
1.1. Подземные хранилища газа в пористых пластах являются составной частью Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и предназначаются для регулирования неравномерности газопотребления, образования резервного и оперативного запасов газа. По мере развития региональной газотранспортной системы назначение и роль создаваемых и действующих подземных хранилищ газа могут изменяться.
1.2. Основанием для создания новых и расширения действующих подземных хранилищ газа являются соответствующая технологическая схема и технический проект обустройства. Заказчиком работ по проектированию и обустройству подземного газохранилища является региональное газотранспортное предприятие.
1.3. По основному назначению подземные хранилища газа в пористых пластах подразделяются на оперативные и резервные. Оперативные газохранилища делятся на базисные (сезонные) и пиковые.
Базисные газохранилища предназначены для регулирования сезонной неравномерности газопотребления и по технологическому признаку характеризуются относительно стабильными режимами закачки и отбора газа.
Пиковые газохранилища используются преимущественно для кратковременного регулирования подачи газа потребителям.
Резервные газохранилища служат для образования внутри ЕСГ долгосрочного запаса газа, используемого в исключительных случаях.
1.4. По типу пористой среды, в которой создаются искусственные газовые залежи, различают газохранилища:
а) в водоносных пластах;
б) в истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях (залежах).
1.5. По сложности геологического строения газохранилища подразделяются на объекты:
а) простого геологического строения, когда они характеризуются относительной выдержанностью литологического состава пород, их коллекторских свойств и продуктивности в пределах всей разведанной площади;
б) сложного геологического строения, когда они характеризуются наличием тектонических нарушений, различием литологического состава пород, изолированностью блоков и зон фациального замещения, наличием участков с ухудшенной проницаемостью и другими факторами, осложняющими эксплуатацию.
1.6. По форме залежи, образованной в пористой среде, газохранилища подразделяются на пластовые и массивные. По наличию в пределах разведанной площади ’изолированных друг от друга горизонтов или выдержанных пластов газохранилища делятся на однопластовые и многопластовые.
1.7. В зависимости от типа структурной ловушки и амплитуды залегания пластов газохранилища подразделяются на:
а) моноклинальные;
б) малоамплитудные - в антиклинальных структурах, когда фиксируемая по данным разбуривания амплитуда ловушки равна или не более, чем вдвое превышает толщину пласта;
в) с большой амплитудой ловушки, когда амплитуда вдвое и более превышает толщину пласта;
г) в литологически экранированных ловушках.
1.8. По степени проявления пластовой энергии различают газохранилища:
а) с газовым режимом, когда отклонения от чисто газового режима не превышают 10%;
б) с водонапорным режимом, когда отклонения от чисто газового режима превышают 10%;
в) со смешанным режимом.
1.9. По наличию в истощенном месторождении (залежи) жидких углеводородов различают газохранилища:
а) без нефтяной оторочки или с нефтяной оторочкой непромышенного значения;
б) с нефтяной оторочкой (промышленного значения);
в) с остаточной нефтенасыщенностью;
г) с остаточным газовым конденсатом.
1.10. При создании газохранилища в нефтяном месторождении искусственные газовые залежи могут быть образованы в:
а) газовой шапке нефтяной залежи;
б) выработанной части нефтяной залежи.
Глава 2. Основные требования, предъявляемые к разведке водоносных структур
2.1. Разведка водоносных структур под подземные хранилища газа осуществляется на основании лицензии. Лицензия является документом, удостоверяющим право ее владельца на пользование участком недр в определенных границах горного отвода в соответствии с указанной целью в течение установленного срока при соблюдении ими заранее оговоренных требований и условий. Условия выполнения требований в данном случае определяются проектом разведки (доразведки), в котором указываются предельные границы участка, охватывающие все используемые при создании газохранилища скважины, в том числе и наблюдательные. Предоставление лицензии осуществляется через государственную систему лицензирования.
2.2. Разведочная организация при изучении водоносной структуры должна обеспечить получение достоверных исходных данных, необходимых для оценки целесообразности и составления технологической схемы создания и эксплуатации подземного хранилища газа.
2.3. Определение фильтрационных, емкостных и других параметров пластов, а также предельных границ использования структурной ловушки, производится разведочной организацией на основе профильных и структурных построений по материалам бурения скважин, обработки результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.
При оценке пригодности объектов должны быть использованы материалы гидрогеологических и гидрохимических исследований с тщательным учетом особенностей тектонического строения структурной ловушки.
2.4. В результате изучения водоносной структуры и выбранных объектов должны быть:
а) установлены наличие ловушки, способной аккумулировать газ в требуемых объмах, ее площадь и эффективный объем порового пространства;
б) выявлены особенности геологического строения ловушки и основные геолого-физические характеристики выбранных объектов и перекрывающих их пластов в пределах всей разведуемой площади;
в) получены гидрогеологические данные по вскрытым разведочными скважинами водоносным пластам с указанием степени их взаимосвязанности;
г) определены химический состав, давление и температура пластовых вод по всему разрезу, выполнены газовая съемка и др. операции, необходимые для воспроизведения первоначального фона до закачки.
2.5. Для получения достоверных исходных данных о фильтрационно-емкостных свойствах пластов по ограниченному числу разведочных скважин (от 3-х и более, в зависимости от размеров площади) производится отбор керна в интервале пласта-коллектора и перекрывающих пластов-покрышек. По пробуренным разведочным скважинам определяется продуктивная характеристика пластов с целью детализации объектов закачки газа, установления основного и вспомогательных контрольных горизонтов для наблюдения за герметичностью газохранилища и реализации технологических процессов. При необходимости выполняется комплекс исследований на устойчивость призабойной зоны, установление предельно допустимого пластового давления и других показателей, влияющих на выбор объектов (выявление тектонических нарушений, определение экранирующих свойств непроницаемых зон и участков).
2.6. Комплекс промыслово-геофизических исследований должен обеспечивать оценку фильтрационно-емкостных свойств и фоновых значений разведываемых пластов и контрольных горизонтов, а также гидрохимические исследования от поверхности земли до пласта-коллектора, включая контрольные горизонты.
Глава 3. Гидрогеологические исследования на разведочных скважинах
3.1. В ходе разведки водоносных структур гидрогеологическими исследованиями схватываются все водоносные горизонты изучаемой площади. К основным гидрогеологическим показателям относятся:
а) статические уровни подземных вод и закономерности их изменения по площади;
б) продуктивная характеристика, в том числе гидропроводность и пьезопроводность;
в) растворенные ионно-солевые комплексы, их взаимосвязь с углеводородами и литолого-фациальными свойствами пород;
г) газонасыщенность и газовый состав подземных вод.
3.2. Для изучения гидрогеологической характеристики разреза по разведочным скважинам производятся:
а) откачка пластовой воды до достижения постоянного удельного веса и химического состава;
б) устьевые и глубинные замеры давления и температуры, статического уровня, снятие индикаторной характеристики и кривой восстановления давления не менее, чем на трех режимах;
в) отбор глубинных проб воды для химического анализа, определение количества и состава растворенных газов;
г) определение интервалов притока воды и коэффициента продуктивности исследуемых пластов.
3.3. Подготовку скважин и гидрогеологическим исследованиям производят по планам, утвержденным руководством разведочной организации. Устья разведочных скважин оборудуются в соответствии с условиями проведения на них гидрогеологических исследований и промыслово-геофизических замеров в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности".
Глава 4. Исходные геолого-гидродинамические данные к технологической схеме подземного газохранилища в водоносном пласте
4.1. Исходные геолого-гидродинамические данные к технологической схеме создания подземного газохранилища в водоносном пласте должны быть изложены в отчете разведочной организации о проведенных на площади геолого-разведочных работах с приложением необходимого графического материала.
4.2. В отчете разведочной организации должны быть отражены:
а) общие сведения о районе разведочных работ (привязка к местности, орогидрография, населенные пункты и т.д.);
б) краткий обзор проведенных геологических исследований, результаты сейсмической съемки, буровых работ и промыслово-геофизических замеров, геохимическая съемка;
в) литолого-стратиграфическая характеристика разреза в пределах разведанной площади;
г) геолого-физическая характеристика всех водоносных пластов, которые могут быть использованы как контрольные;
д) тектоническое строение площади и характеристика структурной ловушки;
е) литолого-физическая характеристика пластов-покрышек и плотных пород, залегающих над пластами-коллекторами;
ж) техническое состояние фонда пробуренных скважин;
з) оценка емкостной и фильтрационной характеристик объектов закачки газа;
и) сведения о наличии полезных ископаемых на разведуемой площади;
к) сведения о поглотительных горизонтах для сброса промышленных стоков.
4.3. Отчет разведочной организации, содержащий исходные геолого-гидродинамические данные, оформляется с приложением к нему следующего материала:
а) ситуационного плана района с выделением на нем разведочной площади и нанесением газотранспортной системы и основных потребителей газа;
б) структурных карт по кровле выбранных объектов и контрольных горизонтов, построенных на основе результатов бурения скважин;
в) сводного стратиграфического разреза площади;
г) геологических профилей вдоль и вкрест простирания структурной ловушки;
д) карты равных мощностей выбранных объектов и пластов-покрышек над ними;
е) карты эффективных мощностей пластов-коллекторов и контрольных горизонтов;
ж) схемы корреляции разреза скважины;
з) графиков изменения давления или уровня воды в наблюдательных скважинах при площадной гидроразведке;
и) карты газового фона по данным геохимических исследований и фоновых замеров промыслово-геофизическими методами.
4.4. В заключительной части отчета разведочной организации должны быть отражены основные выводы и предложения по использованию изученных объектов с указанием допустимых границ газонасыщенной зоны, т.е. внешнего контура газоводяного контакта, а также иных ограничивающих факторов, установленных в ходе разведочных работ.
4.5. Исходя из сложности геологического строения площади и выявленных особенностей залегания пластов, перечень исходных данных к технологической схеме может быть видоизменен или дополнен сведениями, уточняющими модель будущего газохранилища или перспективы его расширения.
4.6. При необходимости наращивания объема газохранилища за счет увеличения его площади и подключения дополнительных пластов, если исходная геолого-гидродинамическая информация в соответствии с требованиями настоящего раздела является недостаточной, должна быть осуществлена доразведка площади путем дополнительного разбуривания.
Глава 5. Использование истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений под подземные хранилища газа
5.1. Для определения пригодности выработанных залежей истощенных месторождений под подземное хранилище газа создается комиссия из представителей заинтересованных ведомств и организаций, которая на основе изучения геолого-промысловой документации по разработке месторождения оценивает:
а) остаточные запасы газа, нефти, конденсата и сопутствующих компонентов, степень и характер выработанности залежей;
б) техническое состояние и пригодность к использованию существующего фонда скважин и промыслового оборудования.
Принятое решение актируется и служит основанием для составления технологической схемы создания подземного хранилища газа на базе данного месторождения. Остаточные запасы углеводородов передаются на баланс газохранилища. В случае расхождения при оценке остаточных запасов газа и нефти, пригодности пробуренного фонда скважин и других исходных условий составляется соответствующий акт.
5.2. При недостаточной изученности месторождения, низком качестве исходной геолого-промысловой и геофизической информации институтом-разработчиком технологической схемы должна быть составлена программа доразведки месторождения и повторного обследования пробуренного фонда скважин. Программа включает работы по дополнительному разбуриванию площади, объему и последовательности промысловых исследований, ремонту и восстановлению скважин, имеющих дефекты.
5.3. На все виды работ, выполненных в соответствии с программой доразведки истощенного месторождения, в том числе и на результаты ремонтно-восстановительных операций, гидродинамических и промыслово-геофизических исследований составляются акты и направляются институту-разработчику технологической схемы.
5.4. Технические проекты по бурению скважин и планы ремонтно-восстановительных работ на скважинах, вскрывающих эксплуатационные горизонты истощенных месторождений, согласовываются с местными органами горного надзора.
Вопросы использования пробуренного фонда, в том числе скважин, находящихся в длительной консервации после завершения разработки месторождения, решаются проектировщиком совместно с заказчиком работ по созданию газохранилища после их обследования.
5.5. Основные и дополнительные требования к конкретным объектам - пористым пластам и пластам-покрышкам в отношении емкостно-фильтрационных свойств и герметизирующей способности должны отражаться в соответствующих технологических схемах, исходя из условий эксплуатации газохранилища.
РАЗДЕЛ II
БУРЕНИЕ И ИСПЫТАНИЕ СКВАЖИН ПРИ СОЗДАНИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
Глава 1. Общие и специальные требования к бурению скважин
1.1. По основному технологическому назначению скважины на подземных газохранилищах подразделяются на:
а) эксплуатационные, вскрывающие пласт-коллектор и используемые для закачки и отбора газа;
б) нагнетательные, вскрывающие пласт-коллектор и используемые только для закачки газа;
в) наблюдательные и пьезометрические, вскрывающие пласт-коллектор в газовой и водоносной части, используемые для наблюдения за изменением давления и уровня;
г) контрольные, вскрывающие вышезалегающие контрольные горизонты и используемые для наблюдения за герметичностью газохранилища;
д) разгрузочные, вскрывающие пласт-коллектор или вышезалегающие горизонты и используемые для разгрузки отдельных пластов;
е) поглотительные, вскрывающие проницаемые прослои и используемые для сброса пластовой воды и промышленных стоков;
ж) геофизические, не перфорированные на пласт-коллектор и используемые для наблюдения за изменением газонасыщенности.
1.2. Бурение скважин различного технологического назначения, в том числе и разведочных, должно производиться в строгом соответствии с проектом и действующими нормативами.
1.3. Конструкция скважин обосновывается в технологической схеме и должна предусматривать возможность проведения необходимых исследований, профилактических и ремонтных работ, установки забойного оборудования и достижения проектных режимов закачки и отбора газа.
1.4. Технология крепления обсадных колонн должна обеспечивать:
а) равномерное по всему стволу распределение и подъем цементного раствора за колонной до расчетной высоты или до устья;
б) полное замещение промывочной жидкости цементным раствором;
в) применение обсадных труб с высокогерметичными резьбами.
Не допускается эксплуатация скважин без надежного разобщения проницаемых пластов, залегающих выше газонасыщенного объекта.
1.5. Вскрытие пласта-коллектора и заканчивание скважин должны производиться на промывочной жидкости, не снижающей проницаемости призабойной зоны. Если пласт-коллектор сложен слабосцементированными и рыхлыми породами, скважина должна оборудоваться забойным фильтром или крепиться физико-химическим способом.
1.6. Конструкция фильтра должна обеспечивать возможность его регенерации, капитального ремонта или замены в процессе эксплуатации газохранилища.
Не допускается изготовление фильтра из разных металлов, вызывающих электролиз в пластовой воде.
1.7. При установке гравийно-намывного фильтра гравийная обсыпка должна обеспечивать полное задержание мелкой фракции песка в течение всего периода эксплуатации газохранилища. Средний размер гравия и ширина целей каркаса выбираются в зависимости от гранулометрического состава пород пласта-коллектора.
1.8. Передача скважин в эксплуатацию после выхода из бурения, спуск забойного оборудования и другие операции фиксируются соответствующим актом, составленным представителями заинтересованных организаций.
Глава 2. Наземное и подземное оборудование скважин
2.1. К наземному оборудованию скважин относятся:
а) фонтанная арматура с колонной головкой;
б) обвязочные трубопроводы (обвязка), узлы замера давления, расхода, температуры и других показателей, фиксируемых на устье;
в) вспомогательные сооружения и устройства для подачи в скважину ингибиторов гидратообразования;
г) ограждение (при необходимости), площадка обслуживания, предупреждающие знаки и указатели.
2.2. Устьевое оборудование определяется и устанавливается в соответствии с проектом обустройства скважин ПХГ.
Все изменения, вносимые в конструкцию или обвязку арматуры, в обязательном порядке должны быть согласованы с проектирующей организацией.
2.3. Наземное оборудование скважин в процессе эксплуатации газохранилища должно находиться под наблюдением газопромысловой службы и поддерживаться в исправном состоянии. Во время профилактических осмотров внимание следует уделять фланцевым, резьбовым и сварным соединениям, состоянию сальниковых уплотнений. При обнаружении неисправностей и пропусков газа эксплуатация скважины приостанавливается, при этом должны быть приняты меры по замене неисправных деталей и узлов или ремонту.
2.4. К подземному оборудованию скважин относятся:
а) лифтовая колонна с клапаном-отсекателем, пакером, разъединителем, циркуляционным и ингибиторным клапанами, а также другими предусмотренными техническим проектом устройствами;
б) забойный фильтр с затворной трубой (при намыве гравия) и вспомогательными узлами, используемыми при установке фильтра;
в) приспособления специального назначения для разобщения обводненных интервалов, изоляции пескующих пропластков и других операций.
2.5. Конструкции подземного оборудования рассчитываются в зависимости от конкретных условий. Они должны обеспечивать:
а) эксплуатацию скважины при проектных режимах закачки и отбора газа;
б) проведение вспомогательных технологических операций, связанных с освоением, испытанием и ремонтом скважин;
в) проведение профилактических работ по извлечению лифтовых труб и отдельных узлов подземного оборудования без глушения скважины (перекрытием пакера);
г) ввод ингибитора через затрубье в лифтовую колонну и призабойную зону;
д) возможность извлечения всего подземного оборудования без нарушения прочности и герметичности обсадной колонны;
е) возможность проведения промыслово-геофизических замеров и других глубинных операций.
Глава 3. Испытание скважин
3.1. Испытание водяных скважин производят на основании планов освоения и испытания, составленных производственным предприятием в соответствии с проектом разведки.
3.2. Водяные скважины с избыточным давлением при стационарных режимах фильтрации испытываются путем самоизлива с одновременной регистрацией установившегося расхода воды и устьевого давления. Необходимым условием является снятие показаний при 4-5 режимах самоизлива.
При отсутствии избыточного давления производятся режимные откачки воды. Для установления режима изменяется подвеска лифтовых труб или создается противодавление на устье скважины. Допускается изменение режима регулированием подачи воздуха.
3.3. При испытании водяных скважин самоизливом или режимными откачками должна обеспечиваться утилизация выносимой воды при невозможности утилизации выносимой пластовой воды, допускаются испытания скважин закачкой воды в пласт.
Закачку воды рекомендуется применять в исключительных случаях, когда имеется уверенность в чистоте нагнетательной воды.
3.4. Перед испытанием продуктивных горизонтов обводненной залежи следует обращать внимание на техническое состояние скважин, особенно после длительной их консервации, а также на остаточные запасы углеводородов, которые могут быть сосредоточены в недоперфорированных интервалах продуктивной части исследуемого горизонта.
До начала испытаний по скважине должны быть выполнены геофизические замеры с целью оценки газонасыщенных интервалов и состояния цементного кольца за колонной, шаблонировка ствола или предварительная его очистка.
3.5. Основными задачами испытания газовых скважин являются:
а) определение или уточнение продуктивной характеристики при переменных газогидродинамических условиях, вызванных эксплуатацией газовых залежей, закачкой и отбором газа, длительным простоем и другими явлениями;
б) оценка приемистости пласта и коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны;
в) оценка степени устойчивости пород в призабойной зоне и установление предельной депрессии, при которой не происходит разрушения скелета породы;
г) определение предельного дебита по условиям выноса воды, механических примесей, допустимых потерь давления;
д) оценка работоспособности фильтра и установленного в скважине забойного оборудования.
3.6. Испытанию газовых скважин должен предшествовать комплекс геофизические замеров по оценке технического состояния (АКЦ, СГДТ, локация муфтовых соединений), интервалов перфорации, снятию фона по ГК, НГМ, ИННК и термометрии.
3.7. Испытание скважин с целью определения приемистости и продуктивной характеристики производится без выпуска газа в атмосферу путем регистрации расхода и соответствующего перепада давления при закачке и отборе.
Для уточнения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны испытание скважин проводят на 4-5 режимах, используя при этом индивидуальный шлейф, регулирующий штуцер, расходомер, сепаратор или породоуловитель.
3.8. Испытание скважин с целью определения устойчивости пород пласта-коллектора и предельного дебита в исключительных случаях допускается производить с выпуском газа в атмосферу при обязательном соблюдении правил промышленной санитарии. При этом необходимо стремиться к максимальному ограничению продолжительности испытания.
3.9. Для оперативного обнаружения и регистрации песка в потоке газа рекомендуется использовать систему индикации песка (Режим-П и др.). Допускается использовать породоуловители или сепараторы, с помощью которых могут контролироваться выносимые потоком газа твердые механические примеси.
3.10. Последовательность и частота испытания газовых скважин в процессе эксплуатации газохранилища определяются графиком его проведения, согласованным с исполнителями авторского надзора. Испытания проводятся оперативно-производственной службой СПХГ, обобщаются и контролируются геологической службой.
3.11. Испытания скважин должны сопровождаться замерами забойного давления, расхода и температуры газа. Пластовое давление в газохранилище должно определяться как средневзвешенное по площади искусственной газовой залежи.
РАЗДЕЛ III
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА
Глава 1. Основное содержание технологической схемы создания и эксплуатации подземного газохранилища
1.1. Работы по созданию подземных газохранилищ в пористых пластах выполняются поэтапно в соответствии с технологической схемой создания и эксплуатации и техническим проектом их обустройства.
Технологическая схема и проект обустройства рассматриваются и утверждаются в установленном порядке.
Строительство новых и расширение имеющихся на территории газохранилища объектов (застройки), не предусмотренных технологической схемой или проектом обустройства и не связанных с функционированием газохранилища, категорически запрещается.
1.2. Исходя из основного назначения газохранилища в технологической схеме приводится принципиальное решение задач, связанных с эффективным использованием порового объема и пластовой энергии, обеспечением оптимальной эксплуатации объекта, предотвращением обводнения, сохранением чистоты воздушного бассейна, поддержанием кондиционности газа и другими требованиями.
1.3. Технологическая схема должна включать следующие разделы:
1 раздел исходные геолого-промысловые данные, в соответствии с требованиями гл.4.
II раздел - обоснование объемов активного и буферного газа, максимального контура распространения газонасыщенной зоны, темпов закачки и отбора газа, продолжительности создания хранилища, числа скважин и их производительности, минимального давления отбора и других технологических показателей, характеризующих приемлемые варианты создания и эксплуатации подземного хранилища газа.
III раздел - выбор и детализация оптимального варианта создания и эксплуатации подземного хранилища газа с разбивкой этапов функционирования и установлением очередности бурения скважин, обустройства и ввода объектов.
IV раздел - объем и последовательность опытных, исследовательских и других видов работ, направленных на уточнение технологических показателей подземного хранилища газа.
V раздел - мероприятия по контролю за эксплуатацией хранилища и обеспечению охраны окружающей среды.
VI раздел - технико-экономические показатели создаваемого подземного хранилища газа.
1.4. Первый раздел технологической схемы охватывает следующие вопросы:
- краткие сведения о геологической изученности водоносной структуры или истощенного месторождения с указанием количества всех пробуренных скважин и их технического состояния;
- краткая стратиграфия с указанием интервала и глубины залегания пластов (залежей) и перекрывающих пластов (покрышек);
- тектоническое строение водоносной структуры или истощенного месторождения;
- краткая физико-литологическая характеристика горизонтов (пластов);
- результаты испытания скважин с указанием производительности по воде или по газу, рабочих и максимальных дебитов на единицу перепада давления, состояния забоя;
- результаты разработки истощенного месторождения или пробной закачки воздуха в водоносный пласт;
- данные по составу воды или остаточного газа;
- состояние фонда ликвидированных скважин;
- сведения об остаточных запасах нефти, конденсата и газа, остаточной газонасыщенности, емкости структурной ловушки или залежи;
- гидрогеологическая характеристика, степень подвижно
