2
Міністерство освіти і науки України Національний технічний університет
«ДНІПРОВСЬКА ПОЛІТЕХНІКА»
Факультет природничих наук та технологій Кафедра нафтогазової інженерії та буріння
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
кваліфікаційної роботи ступеню магістр студентка Долгополов Богдан Іванович
академічної групи 185м-19з-1 ГРФ
спеціальності 185 Нафтогазова інженерія та технології спеціалізації
за освітньо-професійною програмою «Нафтогазова інженерія та технології»
на тему: «Удосконалення технології підземного зберігання газу у виснажених багатопластових родовищ».
Керівники Прізвище, ініціали
Оцінка за шкалою Підпи рейтингово с
ю
інституційн ою Кваліфікаційної
роботи Коровяка Є.А.
Розділів:
Технологічного Коровяка Є.А.
Охорона праці Муха О.А.
Економічного Коровяка Є.А.
Рецензент Нормоконтроле
р
Расцвєтаєв В.О.
Дніпро 2020
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
3
ПОЗНАЧЕННЯ ТА СКОРОЧЕННЯ ПСГ – підземне сховище газу;
ВУПЗГ – виробниче управління підземного зберігання газу;
КС – компресорна станція;
КЦ – компресорний цех;
ФЄП – фільтраційно-ємкісні параметри;
ДПЕ – дослідно-промислова експлуатація;
МГП – міністерство газової промисловості;
ГПА – газоперекачувальний агрегат;
ДКС – дотискувальна компресорна станція;
УКПГ – установка комплексної підготовки газу;
ДЕГ – діетиленгліколь;
ГДС – геофізичні дослідження свердловин;
БГО – блоки газової очистки;
БГЗ – блоки газового заміру;
НТС – установка низькотемпературної сепарації;
БРІ – установка регенерації інгібітору;
ВВП – вузол відключаючих пристроїв;
НГС – сепаратор-дегазатор ДЕГа;
ФА – фонтанна арматура;
УППГ – установка первинної підготовки газу;
ППР – планово-попереджувальні ремонти;
ГВК – газоводяний контур;
МКП – міжколонний простір;
КВТ – крива відновлення тиску;
МКТ – міжколонний тиск;
ПУДС – пересувна установка для дослідження свердловин;
ПУГР – Полтавське управління геофізичних робіт;
НКТ – насосно-компресорні труби;
ЦА – цементувальний агрегат;
ПАР – поверхнево-активна рідина;
КРС – капітальний ремонт свердловин;
АТЦ – автотранспортний цех;
ГРП – гідравлічного розриву пласта;
КСЕ – контактно-сепараційних ежекторів;
ПЗП - привибійна зона пласта.
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
4
РЕФЕРАТ
Пояснювальна записка містить: 75 с., 8 рис., 14 табл., 1 додаток, 17 використаних джерел.
Об'єкт розроблення - Пролетарське підземне сховище газу.
Пролетарське ПСГ побудовано на базі виснаженого Пролетарського ГКР (газоконденсатного родовища).
Кваліфікаційна робота базуеться на геолого-технологічному звіті з експлуатації Пролетарського ПСГ.
В роботі проведено висвітлення всіх аспектів і показників експлуатації Пролетарського підземного сховища газу.
Пролетарське ПСГ спроектовано та створено з метою підвищення надійності газопостачання Дніпропетровського промислового району та забезпечення функціональної надійності системи газопроводів Шебелинка – Дніпропетровськ – Кривий Ріг – Ізмаїл (ШДКРІ). Адміністративно сховище розташовано в Магдалинівському районі Дніпропетровської області.
Пролетарське ПСГ створювалось на підставі «Технологічного проекту дослідно-промислової експлуатації Пролетарського ПСГ» (УкрНДІгаз, 1980р.) та
«Доповнення до технологічної схеми створення і циклічної експлуатації Пролетарського ПСГ (горизонт М-7)» (УкрНДІгаз, 1981р.). Перша черга Пролетарського ПСГ створена в виснаженому горизонті М-7 однойменного газоконденсатного родовища, розташованого в Магдалинівському районі Дніпропетровської області. Розбурювання площі під ПСГ здійснено в 1983-1988 рр., облаштування в 1986-1990 рр. В експлуатацію сховище введено в 1989р., в 1990р. проведено перше компресорне закачування, а на проектні показники сховище виведено вже в 1991р. З 1993р. ПСГ виведено на циклічну експлуатацію.
Загальний проектний об`єм зберігання газу в ПСГ складає 2000 млн.м3, в т.ч.
активний – 1000 млн.м3 і буферний – 1000 млн.м3. Максимальна добова продуктивність на відбирання - 10,0 млн.м3/добу, експлуатація здійснюється в діапазоні пластових тисків 128-51 ата.
В роботі розглянута система збору та підготовки газу, проведений перевірочний можливості утворення гідратів. Також наведено перевірочний розрахунок сепаратору І ступені сепарації.
Щодо методів інтенсифікації зберігання газу, то в роботі запропановано проведення гідравлічного розриву пласта (ГРП).
В розділі “Охорона праці, надр та довкілля” приведено аналіз основних виробничих факторів, що мають негативний вплив на навколишнє середовище.
В останньому розділі виконано техніко-економічну ефективність запроектованих технологічних рішень.
ПІДЗЕМНЕ СХОВИЩЕ ГАЗУ, СВЕРДЛОВИНА, ГІДРАВЛІЧНИЙ РОЗРИВ ПЛАСТА, ГІДРАТОУТВОРЕННЯ, ПОВЕРХНЕВО-АКТИВНА РІДИНА
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
5
ЗМІСТ
Вступ….……….………..6 1. Характеристика Пролетарського ПСГ
1.1. Фізико-географічна та економічна характеристика району розташування Пролетарського ПСГ……….………..………….….7
1.2. Геологічна будова Пролетарського ПСГ………..…7 1.3. Формування, створення та експлуатація Пролетарського ПСГ….………10 1.4. Фонд свердловин Пролетарського ПСГ….………..………14 1.5. Аналіз роботи системи збору і підготовки газу………..…16 2. Аналіз експлуатації свердловин покладу
2.1. Характеристики фонду свердловин і поточного стану їх експлуатації....21 2.2. Конструкція свердловин. Характеристика глибинного та
поверхневого обладнання……….…22 2.3. Технологічні режими експлуатації свердловин та основні
ускладнення в їх роботі………..………..……24 2.4. Характеристика методів дослідження свердловин покладу,
технологія, техніка та періодичність їх проведення……….……26 2.5.Характеристика і аналіз ефективності методів дії на
привибійнузону пласта………28 2.6. Характеристика і аналіз ефективності поточного і капітального
ремонту свердловин……….……29 3. Аналіз системи збору та промислової підготовки свердловинної продукції
3.1. Характеристика системи збору і облаштування покладу…………...……31 3.2. Гідравлічний і температурний режими роботи
викидних ліній свердловин………...…32 3.3. Характеристика технології та основного обладнання
установок комплексної підготовки свердловинної продукції (УКПГ)………35 4. Проектування заходів по боротьбі з ускладненнями при експлуатації газових свердловин
4.1. Обгрунтування необхідності застосування методів боротьби
з ускладненнями в процесі їх експлуатації……….…39 4.2. Характеристика сучасних методів боротьби з ускладненнями
в роботі газових свердловин ………...…41 4.3. Технологічні і технічні розрахунки параметрів
запроектованого способу……….43 4.4. Технологія і техніка запроектованого способу боротьби з
ускладненнями в роботі газових свердловин.………45
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
6
5. Проектування заходів по підвищенню ефективності роботи систем збору та промислової підготовки газу
5.1. Аналіз втрат тиску у викидних лініях свердловин і
оцінка можливості утворення в них гідратів……….……46
5.2. Проектування заходів по попередженню скупчень рідини і боротьбі з гідратоутвореннями у викидних лініях свердловин……….…..…50
5.3. Обґрунтування заходів з підвищення ефективності підготовки вуглеводневої продукції і ………52
5.4.Технологічні розрахунки запроектованої технології підготовки газу…..52
6. Охорона праці, надр та довкілля при зберіганні газу 6.1. Аналіз заходів по охороні надр при зберіганні газу………...57
6.2.Аналіз заходів по охороні довкілля при експлуатації газосховища….…57 6.3. Розрахунок викиду в атмосферу ДЕГа……….……...…....60
6.4. Аналіз потенційних небезпек та шкідливих факторів виробничого середовища……….…61
6.5. Організаційні технічні заходи з техніки безпеки передбачені проектом………..63
7. Техніко-економічна ефективність запроектованих технологічних рішень 7.1. Коротка характеристика запроектованого рішення……….….….68
7.2. Вихідні дані для розрахунку економічної ефективності від його реалізації………..………...…70
6.2. Розрахунок витрат на здійснення запроектованого рішення………71
6.3. Розрахунок економічного ефекту від впровадження запроектованого рішення………72
Висновки………...……73
Перелік посилань……...………...……74
Додаток……….……….75
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
7
ВСТУП
Підземне зберігання газу і рідин проектується в природних пористих і проникних колекторах, а також в непористих і непроникних гірських породах.
Перше ПХГ в світі було побудовано в Канаді в Уеленд Каунті в 1915 р. Перше підземне сховище газу в США було споруджене в 1916 р. у виснаженому газовому родовищі Зоор біля м. Буффало. Перше в світі ПХГ в пастці водонасиченого пласта Хершер було споруджено в 1953 – 1958 рр. біля м. Чікаго.
У СРСР перше - підземне сховище створене в 1958 р. виснаженому газовому родовищі. Перше досвідчене сховище для рідких газів в штучній каверні, утвореній у відкладеннях кам'яної солі шляхом вилуговування прісною водою, було створено в 1959 р. Надалі підземне зберігання газу отримало, широкий розвиток.
Система газопостачання України є однією з найрозгалуженіших в Європі:
траси магістральних газопроводів проходять через всі області України, що створило сприятливі умови для їх газифікації, переведення на газове паливо теплових електростанцій, металургії, машинобудування, харчової промисловості та промисловості будматеріалів, дозволило створити могутню хімічну промисловість на основі газової сировини.
Тому одним з найголовніших стратегічних завдань є підтримання на високому технічному рівні і подальше розширення газотранспортної системи України для забезпечення надійності поставок природного газу на європейський ринок та забезпечення власних споживачів.
Надійність роботи газотранспортної системи забезпечується мережею підземного зберігання газу, яка є невід’ємною технологічною ланкою єдиної системи газопостачання України, призначеною для забезпечення надійності її функціонування, безперебійності подачі газу внутрішнім споживачам та транзитних передач газу.
Потреба в підземному зберіганні газу в Україні, як і в більшості газоспоживаючих країн, викликана постійно зростаючим переважно в минулому півсторіччі рівнем споживання газу України та Європи в цілому.
Сезонне споживання газу характеризується великою нерівномірністю. Воно пов’язане в основному з кліматичними умовами, а саме різким збільшенням рівня споживання газу в холодну пору, в зимові місяці, тобто в опалювальний період, по відношенню до рівня його споживання в літній період.
Мета кваліфікаційної роботи - обгрунтування технологічних параметрів підземного зберігання газу на Пролетарському ПСГ з урахуванням сучасних потреб на його споживання.
Об’єкт дослідження - діюча транспортно-технологічна система підземного зберігання газу в умова Пролетарського ПСГ.
Предмет дослідження - процеси підготовки, закачування та відбору газу із газосховища
Ідея роботи полягає у комплексному використанні закономірностей зміни якісних і кількісних показників газу, що закачується в газосховище і відбирається.
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
8
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЛЕТАРСЬКОГО ПСГ
1.1. Фізико-географічна та економічна характеристика району розташування Пролетарського ПСГ
Пролетарське ПСГ розташоване в Магдалинівському районі Дніпропетровської області. Рельєф району являє собою слабопагорбкувату рівнину з абсолютними відмітками поверхні від 140 м на водорозділах до 80 м в поймі р. Оріль. Максимальна температура повітря в липні досягала 36 0С, мінімальна – в січні – -30-36 0С. Клімат району помірно-континентальний.
Середньорічна температура повітря складає +7,9 0С. Середньорічна кількість опадів складає 458 мм. Переважаючий напрямок вітрів – східний та південно- східний. Найближчі населені пункти: с. Котівка, Личково, Пролетарка, Деконка в площу гірничого відводу не входять. Основними видами господарської діяльності населення є сільське господарство та діяльність на об’єктах газопромислового сектору економіки.
1.2. Геологічна будова Пролетарського ПСГ
Специфіка створення і експлуатації Пролетарського газосховища в гор. М-7 головним чином обумовлена особливостями геологічної будови і фізико- літологічними характеристиками пластів-колекторів.
Стратиграфія.
В геологічній будові газоконденсатного родовища приймають участь породи докембрію, девонські, кам’яновугільні, верхньопермські, тріасові, юрські, палеогенові, неогенові та четвертинні відклади.
Докембрійські породи (р€) представлені гранодіорітами і гранітами.
Девонська система (D) представлена середнім і верхнім відділами і складена сильно метаморфізованими теригенними відкладами.
Кам’яновугільна система (С) представлена трьома відділами: нижнім, середнім і верхнім. Нижній відділ (С1) представлений турнейським, візейським і серпуховським ярусами, які складені вапняками, аргілітами та пісковиками. Їх загальна товщина в межах структури сягає до 1340 м. Середній відділ (С2) представлений теригенними породами башкирського та московського ярусів.
Башкирський ярус (С2в) включає верхній та нижній під`яруси, які складені піщано-глинистими породами. До пластів пісковиків тут приурочені газові поклади гор. Б-5, Б-8, Б-9, Б-10, Б-12.
В складі московського ярусу (С2m) виділяються верхні та нижні світи пісковиків. В нижній частині ярусу простежується найбільш витриманий пласт пісковиків (М-7), до якого приурочений однойменний газовий поклад. Загальна товщина московського ярусу в межах структури сягає 475-545 м.
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
9
Відклади верхнього карбону виділяються умовно і представлені вони глинами з пісковиками і алевролітами. На розмитій поверхні карбону залягають піщано-глинисті відклади, що умовно відносяться до верхньої пермі (Р2), їх загальна товщина в межах структури сягає 150-163 м.
Вище по розрізу залягають відклади нижнього тріасу (Т1) (піщана товща) загальною товщиною в межах структури 145-282 м.
Відклади тріасу перекриваються юрськими відкладами (J2+3) (середній та верхній відділи). Середній відділ представлено байоським та батським ярусами, які складені глинами, алевролітами і пісковиками. Верхній відділ представлений келовейським та нижньою частиною оксфордського ярусів і складений глинами, пісковиками та вапняками. Їх загальна товщина в межах структури сягає до 65 м.
Вище по розрізу з кутовим неузгодженням залягають породи бучацького (пісковики), київського (мергелі і глини) та харківського ярусів палеогену (Pg), полтавський ярус неогену (N) і четвертинні відклади (Q) загальною товщиною в межах структури до 140 м.
Тектоніка.
В тектонічному плані Пролетарське підняття входить до складу Голубівсько- Колайдинського валу і знаходиться в південно-західній прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини. Воно представляє собою брахіантиклінальну складку субширотного простягання з розмірами 5,62,4 км і висотою біля 60м у московському ярусі середнього карбону. Північно-східне її крило пологе з кутами падіння порід 6-8, південно-західне крило – коротке і більш круте, із кутами падіння порід до 15. Північно-західна перикліналь вузька та витягнута до заходу, кути падіння тут 5-6, південно-східна – більш широка та полога з кутами падіння біля 2-3. Склепіння підняття широке та пологе, зміщене до південного сходу.
Асиметричність будови підняття обумовлена, переважно, регіональним крайовим порушенням, яке простягається з південного сходу на північний захід уздовж південного крила. Розривних тектонічних порушень у межах Пролетарської структури не встановлено.
Гідрогеологія.
В гідрогеологічному відношенні Пролетарське підняття приурочене до південної прибортової зони Дніпровського артезіанського басейну і характеризується тим, що віддалене від зони опріснення великою кількістю водоупорів та великою товщиною зони розчинів хлоридного типу. За характером розвитку основних типів вод і їх мінералізації в розрізі виділяються верхня і нижня гідрогеологічні зони з різними умовами режиму підземних вод.
Зона активного водообміну охоплює в основному відклади кайнозою і верхньоюрських відкладень. Товщина зони сягає близько 300 м. Водоносні горизонти - бучацький, харківський, полтавський - містять прісні води гідрокарбонатно-натрієвого типу, є придатними для пиття.
До зони уповільненого водообміну, що розповсюджена нижче верхньокам`яновугільно-верхнєпермського водоупору, відносяться водоносні горизонти верхньокам`яновугільного і московського ярусів (крім гор. М-7), а також продуктивні горизонти московського і башкирського ярусів.
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
10
В якості основних контрольних для спостереження за герметичністю ПСГ використовуються горизонти середньомосковського і верхньокам`яновугільного віку, в якості додаткових контрольних - горизонти тріасового, байоського, харківського і бучацького віку.
Фізико-літологічна характеристика пластів-колекторів.
Горизонт М-7 Московський ярус (C2m) літологічно представлений чергуванням піщаних пластів і потужних глинисто-аргілітових пачок з прошарками вапняків. З усієї кількості піщаних пластів, гор. М-7, що є діючим об`єктом підземного зберігання газу, єдиний газонасичений. Його покрівля в апікальній точці розкрита на глибині 1425 м, на східній перекліналі вона визначена на глибині 1474 м, на північному заході – на 1460 м.
Пісковики, що складають горизонт М-7, поліміктові, від дрібно- до крупнозернистих. Вони часто заміщуються на алевроліти або алевритисті кварцові пісковики, особливо в західній і центральній частинах підняття. Вміст карбонатної речовини змінюється в межах 0,2-29,9 %, кількість пелітової фракції – 9,45-20,7 %, цементу – 20 %. Склад останнього, в основному, каолініт- кальцитовий.
Загальна товщина гор. М-7 коливається від 6-8 до 34,8-36,6 м і збільшується з північного заходу на південний схід, ефективна газонасичена товщина – від 5 до 26,1 м, в середньому по покладу складає 13,4 м. Величина пористості на південному заході коливається в межах 20-28 %, в центральній частині і на сході – 18-30 %, а в середньому складає 26,1 %. Проникність за результатами кернових і промислових досліджень змінюється від 63 до 298,5 мД (в середньому по покладу - 150 мД), газонасиченість – 48-72 %, температура пласта – 312,5 К.
Продуктивний горизонт представлений 1-3 пластами пісковиків, які характеризуються суттєвою шаруватістю і невитриманістю, що обумовлює його значну пошарову й зональну неоднорідність за розрізом і площею.
За літолого-фізичними параметрами штучний газовий поклад умовно можна розділити на декілька зон:
– західна зона характеризується різким заміщенням пісковиків алевролітами.
Продуктивний горизонт представлений одним пластом, ефективна газонасичена товщина якого коливається в межах 2-5 м, проникність 63-125 мД;
– перехідна зона характеризується ущільненням колекторів, суттєвим зменшенням газонасиченої товщини до 2-4 м та низьким газодинамічним зв’язком із західною та східною частинами покладу;
– східна зона характеризується наявністю в розрізі до 3-х пластів пісковиків, два з яких (верхній та нижній) – витримані по площі і мають ефективну газонасичену товщину до 10-12 м. Середній пласт не витриманий по площі, іноді поєднується з верхнім або нижнім, його товщина змінюється в межах 2-4 м, проникність 150-298,5 мД.
Підвищені ФЄП пласта-колектора відмічаються в південно-східній частині структури.
На газосховищі реалізована система рівномірного розміщення експлуатаційних свердловин з урахуванням внутрішньопромислових комунікацій,
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
11
промислового проммайданчика, споруд, ситуації на місцевості і геологічної будови родовища за квадратною сіткою 200200 м.
Експлуатаційними свердловинами розкривається, головним чином, верхній продуктивний прошарок гор. М-7 товщиною 10-15 м, що складає 40-50 % максимальної газонасиченої товщини пласта.
Геологічна будова пласта-колектора і реалізована система розміщення експлуатаційних свердловин зумовлюють наступні основні газогідродинамічні особливості експлуатації сховища: існують дві газові області із самостійними групами експлуатаційних свердловин – західної й східної частин, які мають між собою ускладнений газодинамічний зв'язок і працюють в дещо різних режимах.
Східна частина характеризується розташуванням основної кількості експлуатаційних свердловин і являє собою активно дреновану зону. Об’єм газу в ній активно бере участь в циклічній експлуатації сховища.
Слабодренована зона приурочена, в основному, до західної частини з низькими фільтраційно-ємнісними параметрами і незначною кількістю експлуатаційних свердловин. Газ, який знаходиться в цій частині штучного покладу, слабо приймає участь в процесі циклічної експлуатації сховища.
1.3. Формування, створення та експлуатація Пролетарського ПСГ
Пролетарське підземне сховище газу спроектовано і створено з метою підвищення надійності газопостачання Дніпропетровського промислового району та забезпечення функціональної надійності газопроводу Шебелинка – Дніпропетровськ – Кривий Ріг – Ізмаїл. Створення Пролетарського ПСГ здійснювалось відповідно до проектних рішень УкрНДІгазу. В 1981р. розроблено технологічний проект ДПЕ згідно з наказом Мінгазпрому СРСР №132 від 21.07.81р., який був розглянутий та прийнятий на засіданні робочої комісії МГП (протокол №18/82 від 14.04.82р.). Але, в зв’язку з незначною кількістю пробурених свердловин і малою вивченістю фільтраційно - ємнісних характеристик горизонту М-7, згідно з наказом МГП від 16.08.84р. №174, УкрНДІгазом в 1984р. було розроблено «Доповнення до технологічної схеми створення і циклічної експлуатації Пролетарського ПСГ». В цій роботі було виконано обґрунтування необхідного фонду експлуатаційних свердловин, який забезпечував би збільшення добової продуктивності і відбирання 90 % активного об’єму газу за 100 діб, яка була розглянута і прийнята на засідання робочої комісії МГП (протокол №39/84 від 12.12.84р.).
Цими документами Пролетарське ПСГ в горизонті М-7 запроектоване з наступними показниками (див. таблицю 1.1).
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
12
Таблиця 1.1.
№
п/п П о к а з н и к и Один.
виміру
Кількість Проект 1981р.
Доповнення 1984р.
ДПЕ Повний розвиток 1
Загальний об’єм в т.ч.
- активний - буферний
млн.м3
850 400 450
2 000 1 000 1 000
2 000 1 000 1 000 2
Пластовий тиск:
- максимальний - мінімальний
кгс/см2 57 33
149,0 71,0
149,0 71,0 3 Максимальна продуктивність
ПСГ на початку відбору млн.м3/добу 3,3 11,3 12,2 4 Кількість експлуатаційних
свердловин одиниць 36 71 84
В 2002р. УкрНДІгазом розроблений «Технологічний проект циклічної експлуатації Пролетарського ПСГ (горизонт М-7)». Автори проекту стверджують, що створений газовий поклад розмістився в частково обводненому газоконденсатному покладі горизонту М-7. По об’ємах зберігання сховище вийшло на проектну величину і навіть перевищило її, досягнувши на кінець закачування 1992р. загального об’єму 2 136,4 млн.м3 при максимальному пластовому тиску 121,1 кгс/см2, замість 149,0 кгс/см2, передбаченого проектом для об`єму газу в пласті 2 000 млн.м3. Газонасичений поровий об’єм коливається в межах 14-17 млн.м3, перекриваючи проектне значення 14,6 млн.м3. В процесі циклічної експлуатації сховища не було досягнуто проектного максимального пластового тиску. В той же час видобувні можливості свердловин і сховища в цілому не були повністю реалізовані.
Аналізуючи процес створення та експлуатації Пролетарського ПСГ на протязі 16 років можна зробити висновок, що пластова система М-7 газосховища дозволяє зберігати активний об’єм газу не тільки в розмірі 1000 млн.м3, а й значно більше. Досвід експлуатації ПСГ в 1997-2002 рр. показав, що загальний об’єм зберігання досягав проектної величини при верхньому значенні пластового тиску 123,8 кгс/см2, тобто значно меншому, ніж проектний – 149,0 кгс/см2. Розрахунки показують, що при умові досягнення проектного значення пластового тиску 149,0 кгс/см2, активний об’єм газу можна збільшити на 350 млн.м3. Продуктивність експлуатаційних свердловин і сховища знаходиться на досить високому рівні і в змозі забезпечити закачування і відбирання активного об’єму газу в розмірі 1350 млн.м3.
Виходячи з того, що параметри газосховища за будь-яких гірничо- геологічних умов визначаються верхньою та нижньою межею пластового тиску, та враховуючи особливості будови пласта-колектора М-7, неоднорідність його по площі в проекті розглянуті три варіанти експлуатації Пролетарського ПСГ.
На засіданні НТР ДК «Укртрансгаз» (протокол №9 від 17.06.04р.)
«Технологічний проект циклічної експлуатації Пролетарського ПСГ (гор. М-7)»
затверджений за першим варіантом експлуатації з такими показниками:
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
13
- Загальний об’єм зберігання газу: 2 000 млн.м3
активний - 1 000 млн.м3
буферний - 1 000 млн.м3
в т.ч. залишкові запаси 496 млн.м3 - Пластовий тиск в робочій зоні:
максимальний - 128,0 кгс/см2 мінімальний - 51,0 кгс/см2
- Продуктивність максимальна на:
початок відбирання - 10,0 млн.м3/добу середня за 100 діб відбирання 8,1 млн.м3/добу - Кількість експлуатаційних свердловин 84 од.
- Період відбирання 151 діб
Для роботи ГПА у період закачування було витрачено 6 672 052 м3 паливного газу. Закачування газу в ПСГ здійснювалося при строгому дотриманні нормативів виробничо-технологічних витрат газу. Згідно «Нормативів витрат газу на технологічні операції при створенні та експлуатації ПСГ», введених в дію з 1998 року та затверджених АТ «Укргазпром», витрати газу на технологічні операції у
% від об’єму закачування для Пролетарського ПСГ складають 0,30 %. Фактичні ж витрати газу на технологічні операції при закачуванні склали в відсотковому відношенні 0,18 % від об`єму взятого з газопроводу газу.
Робоча репресія по свердловинам коливалась від 1,1 до 9,7 кг/см2 і в середньому за період закачки склала 3,9 кг/см2. Дебіт «середньої» свердловини склав 84 тис.м3/добу в середньому за сезон, коливаючись на протязі сезону в межах 57,5 – 145,5 тис.м3/добу, а по максимальний по окремих свердловинах - 205 тис.м3/добу.
Тиск на виході КС коливався на протязі сезону від 81,5 до 107 кгс/см2, на вході - в межах 39,7-54 кгс/см2. Закачування практично весь час проводилося одним ГПА.
Можливості КС, стан пластової системи та кількість експлуатаційних свердловин дозволяли закачати і більше, однак, об’єми нагнітання регламентувалися ресурсами газу. За середньою продуктивністю фактичні показники були нижчі ніж розрахункові, що пояснюється меншими помісячними об’ємами нагнітання газу. Всі інші основні показники експлуатації ПСГ в цілому відповідали технологічним розрахункам. За весь період нагнітання ускладнень в роботі ПСГ не відмічалось, по технічним причинам на закачування не задіювались 2 свердловини (№№117, 221), що знаходяться в очікуванні капремонту.
Співставлення розрахункових і фактичних параметрів нагнітання газу приведено в табл. 5.1.2; 5.1.3 та рис. 5.1.1-5.1.7.
Порівняльний аналіз фактичного режиму закачування з плановим показаний на рисунку 5.1.1. Найбільші об’єми закачування газу відбулися в травні, червні і липні. В порівнянні з сезоном закачування 2008р. в описуємий сезон показники максимальної добової продуктивності значно нижчі (7,69 і 8,1 млн.м3/добу).
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
14
Середня продуктивність майже не змінилася (5,13 і 4,03 млн.м3/добу відповідно), середня робоча репресія по свердловинах - 4,25 і 3,56 кг/см2 відповідно.
Нейтральний період після закачування тривав на протязі 62 діб (9.09 - 17.11.09 р.). За цей час проводились масові вимірювання статичних тисків на гирлах експлуатаційних свердловин з наступним перерахунком їх на пластовий.
Середній темп його росту за сезон закачування газу відповідав 14,2 млн.м3 закачаного газу на 1 ата. Згідно розрахунків, при закачуванні газу зміна газонасиченого порового об`єму здійснювалась в межах 15,3-15,7 млн.м3.
Пластовий тиск на кінець сезону збільшився з 88,5 ата до 118,0 ата, тобто на 29,5 ата. В нейтральний період за рахунок перерозподілу газу по пласту він знизився до 116,2 ата (на початок відбирання в листопаді).
Сезон відбирання газу 2019-2020рр. розпочався 17 листопада 2019 року і тривав до 31 березня 2020 року. Тривалість періоду відбирання - 115 діб.
В жовтні при простоюванні ПСГ проводилось відбирання газу на технологічні операції, всього за цей період відібрано 105 822 м3 (гор. М-7) і 156 м3 (гор. Б-5+Б-9).
На початок відбирання пластовий тиск склав 116,2 ата.
У початковий період відбирання середній тиск газу на вході в УКПГ складав 96,8 кг/см2, а на виході із ПСГ – 43,5 кг/см2. В кінці періоду відбирання середній тиск газу на вході на УКПГ складав 55,0 кг/см2, а на виході – 42,8 кг/см2.
Відбирання газу з ПСГ здійснювалося самопливом через 40 свердловин у початковому періоді та з поступовим доведенням кількості працюючих свердловин до 58 - 68 од. в середині та в кінці періоду.
Витрати газу на технологічні операції і технічні втрати на ПСГ у сезоні відбирання 2019-2020рр. склали 2 222 759 м3, в т.ч. 94 316 м3 - гор. Б-5+Б-9.
Безповоротні пластові втрати за сезон відбирання склали 142 004 м3. Відбирання газу з ПСГ здійснювалося при строгому дотриманні нормативів виробничо- технологічних витрат газу. Згідно «Нормативів витрат газу на технологічні операції при створенні та експлуатації ПСГ», введених в дію з 1998 року та затверджених АТ «Укргазпром», витрати газу на технологічні операції у % від об’єму відбирання для Пролетарського ПСГ складають 0,4 %. Фактичні ж витрати газу на технологічні операції при відбиранні склали в відсотковому відношенні 0,38 % від об`єму відібраного газу.
Стан пластової системи і фонд експлуатаційних свердловин дозволяв відібрати і більше, ніж передбачалось режимом, однак, об’єми відбирання газу регламентувались попитом на нього в осінньо-зимовий період. За деякими параметрами (дебіт, максимальна продуктивність) фактичні показники були вищі ніж розрахункові.
Дебіт «середньої» свердловини за описуваний сезон складав 146–33,4 тис.м3/добу. Середня робоча депресія по свердловинам за сезон відбору становила 4,2 кгс/см2, змінюючись на протязі сезону в межах 1,3–9,6 кгс/см2.
Пластовий тиск гор. М-7 в кінці відбирання складав 73,6 ата, тобто на 16,6 ата більше розрахованої величини (57,0 ата). Це пояснюється фактом невідбирання всього запланованого об’єму активного газу. На початок сезону
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
15
відбирання пластовий тиск складав 116,2 ата. Зменшення пластового тиску при відбиранні фактичних об’ємів газу склало в цілому за сезон 42,6 ата. Середній темп його падіння за сезон відповідав 12,96 млн.м3 відібраного газу на 1 ата.
1.4. Фонд свердловин Пролетарського ПСГ
Загальний балансовий фонд свердловин Пролетарського ПСГ станом на 01.05.2020р. складає 302 одиниці.
На гор. М-7 облаштовані 84 експлуатаційно-нагнітальні свердловини.
На гор. Б-5 – 15 контрольно-регулювальних свердловин, з яких 12 підключені і облаштовані для експлуатації, а 3 – знаходяться в очікуванні підключення (свн.
№348, 304, 263), та 61 експлуатаційна свердловина переведені із спільної експлуатації в експлуатацію на гор. Б-5, знаходяться в очікуванні підключення і в консервації. Всього експлуатаційний фонд гор. Б-5 становить 76 свердловин.
На горизонт Б-9 - 40 контрольно-регулювальних свердловин, з яких 20 облаштовані і підключені для експлуатації, а ще 20 знаходяться в очікуванні підключення і законсервовані. Ще 46 свердловин, в яких спільно розкриті горизонти Б-5 і Б-9, планується в майбутньому перевести на експлуатацію гор. Б- 9. В цих свердловинах проведено розмежування розкритих горизонтів вибуховим пакером з цементним мостом.
Таким чином у всіх 107 експлуатаційних свердловинах для спільної експлуатації гор. Б-5+Б-9 проведено розмежування розкритих горизонтів і вони введені в консервацію.
Всього по ПСГ фонд експлуатаційних свердловин по всіх горизонтах налічує 246 одиниць. Неексплуатаційних свердловин всіх видів станом на 01.05.2020р.
налічується 45 одиниць. З них контрольних на вищезалягаючі водоносні горизонти – 21 свердловина; геофізичних - 5 свердловин; поглинальних - 1 свердловина; п’єзометричних і спостережних - 18 свердловин.
Ще 11 свердловин відносяться до експлуатаційного фонду Пролетарського родовища - знаходяться в консервації.
Всього по ПСГ фонд підключених і облаштованих експлуатаційних свердловин складає 116 одиниць (84 - гор. М-7, 12 - гор. Б-5 та 20 - гор. Б-9).
На території ПСГ знаходяться 5 ліквідованих свердловин: чотири - фонду родовища (№№1, 7, 10, 12) і одна – фонду ПСГ (№124, гор. М-7), ліквідовані після експлуатації. За даними спостережень, в відводах цих свердловин газопрояви відсутні, ліквідаційні бетонні тумби впорядковані, свердловини знаходяться в задовільному технічному стані.
Розподіл свердловин за технологічним призначенням, горизонтами розкриття, ступінню облаштування та підключення наведений в таблиці 1.2.
Н ТУ "Д ні пр ов сь ка п ол іте хн іка "
C re at ed in M as te r P D F Ed ito r
16
Таблиця 1.2. - Стан фонду свердловин Пролетарського ПСГ на кінець відбору газу 2019-2020рр.
№
з/п Склад фонду свердловин
Стратиграфічна назва, горизонт
розкриття
Кіль- кість Номери свердловин
1 Працюючі на відбирання:
72
C2m, М-7 72 6,9,14,76,87,94,96,100,101,102,106,110,111,112,113,114, 115,116,118,119,120,121,122,123,125,
126,127,128,130,131,132,133,134,135,136,137,138,139,140, 141,142,144,145,146,147,148,149,
150,151,152,153,155,156,157,158,159,160,161,165,167,168,169, 171,172,173,174,176,180,238,
264,275,391
C2b,Б-5 0
C2b,Б-9 0
2
Придатні до роботи, але не використовуються при даних об`ємах відбирання:
39
C2m, М-7 7 109,129,143,163,164,166,298
C2b,Б-5 12 219, 222,223, 224, 234, 236, 245, 251, 257, 262, 271,310 C2b,Б-9 20 220, 237, 276, 341, 343, 345, 347, 349, 350, 360, 365, 373, 377,
387, 392, 398, 405, 413, 414, 420
C2b,Б-5,Б-9 0
3 Всього діючих (1+2):
111
C2m, М-7 79
C2b,Б-5 12
C2b,Б-9 20
C2b,Б-5,Б-9 0
4
Всього бездіючих свердловин (в очікуванні ремонту, в
ремонті): C2m, М-7
6
6 108,117,154,162,170,221
5
Всього облаштованих і підключених свердловин (3+4):
117
C2m, М-7 85
C2b,Б-5 12
C2b,Б-9 20
C2b,Б-5,Б-9 0
6
Знаходяться в очікуванні підключення, в тому числі в консервації:
140
C2m, М-7 0
C2b,Б-5 64
226,227,229,232,246,250,263,270,278,281,304,314,331,348,353,358, 364,372,375,382,386,388,
390,394,399,409,426,428,342,256,338,411,416,431,419,432,439,410, 369,318,289,244,205,321,
307,319,327,329,333,346,217,335,311,339,235,240,266,441,294,396, 385,384,397,340
C2b,Б-9 66
200,201,255,258,259,267,279,280,291,292,306,309,316,317,320,332, 371,400,417,422,423,437,440,442,402,395,241,336,216,328,325,330, 334,337,326,323,315,351,352,354,357,361,362,367,368,378,284,424,285, 374,379, 380,381,389,393,406,415,425,427,433,383,363,434,401,261,412
C2b,Б-5,Б-9 0
В консервації на інші горизонти (спільне розкриття горизонтів-об`єктіів ПЗГ та інших горизонтів):
10
79 (гор. Б-9), 81 (гор. Б-9), 82 (гор. Б-9), 83 (гор. Б-8+Б-9), 70 (гор. В- 15+В-18-19), 71 (гор. В-5), 72 (гор. Б-12+Н-3+В-1), 73 (гор. В-3), 77 (гор. Б-12), 78 (гор. Б-12)
7 Всього експлуатаційних
свердловин (5+6): 257
8 Спостережні (п`єзометричні) свердловини:
18
C2m, М-7 5 84,85,505,512,514
C2b,Б-5 5 504,506,508,510,3
C2b,Б-8 3 2,502,503
C2b,Б-9 5 4,8,507,509,511
9
Контрольні свердловини 21
харківський P3 mg-P 2 3ob 4 1гх,2гх,3гх,4гх
бучацький P2 bc 8 1гб,2гб,3гб,4гб,5гб,6гб,7гб,8гб
байоський J 2 b 2 97,99
тріасовий T n-k 2 5,98
верхньокам`яновугільний С3 3 91,93,95
середньомосковський С3m 2 90,92
10 Геофізичні свердловини 5 41,86,88,89,501
11 Поглинальні свердловини C2b,Б-12 1 513
12 Розвантажувальні свердловини 0
13 Дегазаційні свердловини 0
14 В спільній діяльності 0
15 В очікуванні ліквідації 0
16 Всього свердловин 302
