II. Общие положения

1. Основной задачей объектного мониторинга является обеспечение технологически безопасной эксплуатации ПХГ.

2. Объектный мониторинг заключается в:

- получении, обработке и анализе данных состояния недр при эксплуатации ПХГ;

- оценке состояния и прогнозировании его изменения;

- своевременном выявлении и прогнозировании техногенных процессов в ПХГ;

- разработке, обеспечении реализации и анализе эффективности мероприятий по обеспечению безопасного недропользования;

- предотвращении и снижении негативного воздействия опасных геологических процессов;

- регулярном информировании органов государственной власти и пользователей недр об изменениях состояния недр.

3. Объекты мониторинга при эксплуатации ПХГ:

- объект хранения газа;

- контрольные горизонты;

- эксплуатационные, наблюдательные, контрольные, поглотительные, геофизические скважины.

4. Параметры, контролируемые при объектном мониторинге:

- общий объем газа;

- активный объем газа (в т.ч. долгосрочный резерв);

- буферный объем газа;

- объем пластовой жидкости, добываемой при отборе газа;

- затраты газа на СТН;

- суточная производительность эксплуатационных скважин и хранилища в целом;

- газонасыщенный поровый объем хранилища;

- состав газа, точка росы;

- пластовое давление в объекте хранения (в газоносной и водоносной зоне);

- уровни и давления в контрольных горизонтах;

- давление и температура в технологической линии (забое скважины - устье скважины - ГСП (КС) - газопроводе подключения);

- межколонное давление и межколонный расход газа по скважинам;

- содержание растворенного газа, химический состав, давление насыщения растворенного газа в пластовой воде объекта хранения и контрольных горизонтов;

- газонасыщенность объекта хранения и контрольных горизонтов;

- газоводяной контакт.

5. Методы объектного мониторинга при эксплуатации ПХГ.

Для осуществления объектного мониторинга на ПХГ применяют гидрохимические, геофизические, промысловые и аналитические методы. При необходимости возможно применение дополнительных методов исследований.

5.1. Гидрохимическими методами проводят мониторинг за количественным и качественным изменением растворенного газа пластовых вод в контрольных горизонтах и объекте хранения. В результате проведенных исследований оценивают общее содержание растворенного газа, наличие метана и его гомологов, давление насыщения растворенного газа, минерализацию и химический состав пластовой воды. По результатам этих исследований оценивают миграцию газа в контрольные горизонты, по объекту хранения и в целом воздействие хранимого природного газа на недра в пределах горного отвода.

5.2. Геофизическими методами определяют газонасыщенность объекта хранения и контрольных горизонтов, пластовую температуру, осуществляют контроль за техническим состоянием скважин.

5.3. Промысловыми методами контролируют следующие параметры эксплуатации хранилища:

- давление в контрольных горизонтах и объекте хранения;

- давление, температуру в технологической линии (забое скважины - устье скважины - ГСП (КС) - газопровод подключения);

- суточную производительность эксплуатационных скважин;

- суточную производительность хранилища;

- объем закачки (отбора) газа;

- объем газа в хранилище;

- объем выносимой при отборе пластовой жидкости;

- объем затрат газа на СТН;

- поверхностные газопроявления на хранилище;

- состав газа, точку росы;

- межколонные газопроявления в скважинах.

5.4. Аналитическими методами на основе геологической и технологической модели эксплуатации контролируют:

- объем газа в хранилище;

- газонасыщенный поровый объем;

- максимальную производительность эксплуатационных скважин;

- давление и потери давления в технологической цепочке (пласт - забой скважины - устье скважины - ГСП (КС) - газопровод подключения);

- герметичность объекта хранения и пластовые потери газа;

- распространение газа в объекте хранения.