ПОСТАНОВЛЕНИЕ Госгортехнадзора РФ от 05.06.2003 N 57 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ СОЗДАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА В ПОРИСТЫХ ПЛАСТАХ" (Зарегистрировано в Минюсте РФ 18.06.2003 N 4715)

изонты;
- 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.

III. Учет количества закачиваемого и отбираемого газа

1. Замер расхода закачиваемого (отбираемого) газа проводится ежесуточно на пункте замера расхода газа (далее - ПЗРГ) газохранилища.
2. Замер расхода закачиваемого (отбираемого) газа проводится по каждой эксплуатационной скважине на ГСП (при отсутствии замерных устройств возможна оценка расчетным путем).
3. При наличии нескольких ГСП контроль за расходом закачиваемого (отбираемого) газа ведут по каждому ГСП.

> 1 2 3 ... 14 15 16 17 ... 18