Научная статья на тему 'Динамика расширения Совхозного подземного хранилища газа'

Динамика расширения Совхозного подземного хранилища газа Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

CC BY
1264
175
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
Совхозное ПХГ / запасы газа / пластовое давление / отбор и закачка газа / гидраты / меркаптаны / техногенез / реконструкция / reconstruction. / Sovkhoznoye UGS / gas reserves / seam pressure / gas extraction and flooding / hydrates / mercaptans / technogenesis

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Глаголев Юрий Владимирович, Серегина Нона Викторовна

В статье приведены краткие сведения о геологии, истории создания и эксплуатации Совхозного подземного хранилища газа (ПХГ). Совхозное ПХГ адаптировано к рифовому поднятию пористых, кавернозных, трещиноватых известняков сакмарского и артинского ярусов нижней перми, состоящему из двух куполов – северного (основная часть газохранилища) и юго-восточного. Покрышкой хранилища служит ангидрито-доломитовая пачка и вышележащие ангидрито-соляные отложения кунгурского яруса нижней перми (толщина более 1500 м). В геологическом разрезе надсолевых отложений Совхозного ПХГ (толщина 300–400 м) принимают участие четвертичные, плиоценовые, миоценовые, олигоценовые, верхнемеловые и среднеюрские отложения. Совхозное ПХГ создано в 1974 г. на базе истощенного газоконденсатного месторождения. Общий объем газа в пласте: 1983 г. – 2,4 млрд м3, 1988 г. – 4,7 млрд м3, 1991 г. – 6,9 млрд м3, 1995 г. – 8,2 млрд м3, 2000 г. – 8,7 млрд м3, 2006 г. – 9,1 млрд м3. Максимальный отбор газа из ПХГ составил 3620 млн м3 газа за 156 дней (сезон отбора 1999/2000 гг.), максимальная закачка газа – 3707 млн м3 газа за 185 дней (сезон закачки 1993 г.). Отмечается, что особое место в эксплуатации ПХГ отводится периоду 1996–2002 гг., который характеризовался проявлением техногенеза. К концу 2002 г. основные источники техногенных скоплений газа были ликвидированы. Характерной особенностью эксплуатации Совхозного ПХГ является наличие меркаптанов в продукции скважин. Применяемый на ПХГ способ селективных закачки и отбора газа позволяет подавать в магистральный газопровод газ, товарные качества которого отвечают всем требованиям газотранспортной системы. В настоящее время Совхозное ПХГ находится в стадии реконструкции оборудования наземной части и увеличения общего объема газа в хранилище до 9,9 млрд м3, активного объема газа до 7 млрд м3 и максимальной суточной производительности на отбор до 70 млн м3/сут. Планируется пробурить 18 эксплуатационных скважин в основной части залежи с использованием насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм, в т.ч. 8 скважин наклоннонаправленно под промплощадку. В сезоне отбора газа 2013/2014 гг. ПХГ работало с максимальной суточной производительностью 61,6 млн м3. В конце закачки газа в 2014 г. общий объем газа в хранилище составил 9,9 млрд м3, фонд эксплуатационных скважин – 92 ед. Проводимые геолого-технологические мероприятия направлены на обеспечение выполнения проектных показателей эксплуатации и реализации намеченных планов.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Глаголев Юрий Владимирович, Серегина Нона Викторовна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Dynamics of the Sovkhoznoye UGS enlargement

Brief information about geology, origin and operation of the Sovkhoznoye UGS is given in the articl e. The Sovkhoznoye UGS is adapted to rift high of porous, cavernous, fi ssured limestones of Sakmarski and Artinsky layers of Lower Perm, consisting of two cupolas – a northern one (main part of gas store) and a southeastern one. The store is covered with an anhydritedolomitic wad and upper anhydrite-saline deposits of Kungur layer of Lower Perm (more than 1500 m thick). Geological section of the Sovkhoznoye UGS oversalt deposits (thickness is of 300–400 m) include quaternary, Pliocene, Miocene, Oligocene, upper-Cretaceous, and middle-Jurassic sediments. The Sovkhoznoye UGS was created in 1974 on the basis of an exhausted gascondensate fi eld. Total volume of gas in a stratum: in 1983 – 2,4 bln. m3 of gas, in 1988 – 4,7 bln. m3, in 1991 – 6,9 bln. m3, in 1995 – 8,2 bln. m3, in 2000 – 8,7 bln. m3, in 2006 – 9,1 bln. m3. Maximal volume of gas extraction makes up 3620 mln. m3 of gas within 156 days (1999/2000 season of extraction), maximal volume of gas injection – 3707 mln. m3 of gas within 185 days (1993 season of gas repressing). It is noted, that a period of 1996–2002 takes a special place in the UGS operation history as it was characterized with manifestations of technogenesis. Up to the end of 2002 the main sources of technogenic gas accumulations have been removed. A characteristic feature of the Sovkhoznoye UGS operation is presence of mercaptans in wells’ products. A method of selective gas repressing/extraction allows to feed into a trunk pipe such a gas, which commercial qualities answer all the requirements of a gas transportation system. Nowadays the Sovkhoznoye UGS is at the stage of overground equipment reconstruction and total stored gas volume is going to be raised up to 9,9 bln. m3, active gas volume – up to 7 bln. m3, maximal daily extraction performance – up to 70 mln. m3. In the main part of the bed it is planned to drill 18 development wells using tubing strings 168 mm in diameter, including 8 inclined wells for an industrial site. During the gas extraction season of 2013/2014 the UGS was working with maximum performance of 61,6 mln. m3 per day. At the end of gas repressing in 2014 a total volume of gas in the store amounted to 9,9 bln. m3, a fund of development wells came up to 92 units. The geological and engineering arrangements being conducted are aimed to support fulfi lment of design specifi cations and other intentions regarding wells operation.

Текст научной работы на тему «Динамика расширения Совхозного подземного хранилища газа»

УДК 622.691.24

Ю.В. Глаголев, Н.В. Серегина

Динамика расширения Совхозного подземного хранилища газа

Подземные хранилища газа (ПХГ) играют важную роль в обеспечении энергетической безопасности и независимости России. ПХГ - сложный комплекс функционально связанных систем наземного и подземного оборудования.

Совхозное ПХГ расположено в 100 км на север от г. Оренбурга. Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, пересеченную оврагами. Климат района резко континентальный, температура колеблется от +35 °С летом до -45 °С зимой. Глубина промерзания грунта составляет 1,2—1,6 м. Совхозное ПХГ призвано обеспечить надежное газоснабжение промышленно-развитых регионов Урала и Поволжья.

В геологическом разрезе надсолевых (надкунгурских) отложений Совхозного ПХГ (толщина — 300—400 м) принимают участие следующие литолого-стратиграфические комплексы [1]:

• четвертичные отложения (толщина — 22—30 м), представлены суглинками и глинами;

• плиоценовые отложения (толщина — 40—110 м), представлены преимущественно глинами с линзами и невыдержанными прослоями песка, иногда слабо сцементированного песчаника;

• миоценовые отложения (средняя толщина — 22—34 м), представлены преимущественно алеврито-песчаными породами, в которых развиты пласты бурого угля толщиной до 6,3 м;

• олигоценовые отложения (толщина — до 30 м), сложены глинами и песками, в которых содержатся пласты бурого угля толщиной 0,3—2,5 м;

• верхнемеловые отложения (толщина — до 25 м), представлены писчим мелом, мергелем, глиной, песком;

• среднеюрские отложения (толщина — 150 м и более), сложены иловатыми, углистыми глинами с прослоями песчаных пород.

Покрышкой ПХГ служит ангидрито-доломитовая пачка и вышележащие ангидрито-соляные отложения кунгурского яруса нижней перми (толщина — более 1500 м), образующие соляной купол.

Совхозное ПХГ приурочено к рифовому поднятию пористых, кавернозных, трещиноватых известняков сакмарского и артинского ярусов нижней перми, состоящему из двух куполов: северного и юго-восточного. Высота поднятия в пределах разбуренной площади достигает 700 м. Размеры по изогипсе —1700 м составляют 2,9*8 км. Основной частью газохранилища является северный купол, осложненный двумя вершинами. Размеры купола по изогипсе —1600 м составляют 2,5*1,2 км. Юговосточный купол имеет овальную форму, ориентирован в северо-западном направлении. Размеры по замкнутой изогипсе —1600 м составляют 0,85*0,68 км. Пористость для газонасыщенной части разреза — в среднем 3,4 %, коэффициент газонасыщенности — 0,8.

На рис. 1 приведено распределение содержания коллекторов (коэффициент песчанистости) по линии скв. 6—61.

По своему положению относительно газовой залежи пластовые воды являются подошвенными. Газовая залежь подстилается оторочкой тяжелой окисленной и малоподвижной нефти, что может быть препятствием на пути продвижения пластовых вод. Принятое положение газонефтяного контакта (ГНК) для основной залежи

№ 3 (23) / 2015

Ключевые слова:

Совхозное ПХГ,

запасы газа,

пластовое

давление,

отбор и закачка

газа,

гидраты,

меркаптаны,

техногенез,

реконструкция.

Keywords:

Sovkhoznoye UGS, gas reserves, seam pressure, gas extraction and flooding, hydrates, mercaptans, technogenesis, reconstruction.

VGN-3-23-2015-v24.indd 55

21.08.2015 9:59:34

56

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

-2600________________________________________________________________________________________

Рис. 1. Распределение содержания коллекторов (коэффициент песчанистости, Нкл/Но6щ)

по линии скв. 6-61

на абсолютной отметке -1625 м и для юговосточного купола на отметке -1610 м в определенной степени условно. Регулярно проводятся исследования химического состава попутных вод, добываемых при отборе газа. Все представленные на анализ пробы воды являются техногенными. Признаков пластовых водопроявлений не выявлено.

Всего в надпродуктивном разрезе Совхозного ПХГ развито четыре гидрогеологических подразделения: плиоцен-четвертичный, олигоцен-миоценовый, юрско-меловой водоносные комплексы и водоносный горизонт кепрока кунгурского яруса. Фоновые гидрохимические характеристики подземных вод Совхозного ПХГ приведены в табл. 1.

Совхозная площадь введена в глубокое поисково-разведочное бурение в 1960 г. Впервые в Оренбургском Приуралье из скв. 56 в апреле 1962 г. был получен газ с конденсатом. Данные бурения легли в основу подсчета запасов газа и конденсата, выполненного в 1964 г. На базе утвержденных запасов газа в 1964-1965 гг. был составлен проект

опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) Совхозного газоконденсатного месторождения на объем годовой добычи 350 млн м3 газа.

Опытно-промышленная эксплуатация месторождения началась в октябре 1968 г., а в мае 1974 г. была завершена его разработка. На конец разработки месторождения фонд эксплуатационных скважин включал 13 ед. Конструкция скважин: направление 0 426 мм длиной 5-10 м; кондуктор (чаще всего) 0 324 мм -до глубины 315-370 м; эксплуатационная колонна 0 146 мм - 4 скв., 0 168 мм - 5 скв., 0 219 мм - 3 скв., 0 245 мм - 1 скв.; насоснокомпрессорные трубы (НКТ) 0 73 мм - 10 скв., 0 89 мм - 2 скв., 0 114 мм - 1 скв. Эксплуатация скважин осуществлялась по затрубному пространству, а по НКТ подавался метанол с целью предотвращения образования гидратных пробок. За весь период разработки было отобрано 10355 млн м3 газа и 356,4 тыс. т конденсата. Пластовое давление на конец разработки месторождения составило 37 кгс/см2.

Постановлением Совета Министров СССР от 25.02.1974 г. № 131 «О мерах по ускорению

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 56

21.08.2015 9:59:34

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

57

создания подземных хранилищ природного газа в стране» было принято решение о переводе Совхозного газоконденсатного месторождения в ПХГ.

В 1972 г. был разработан Технологический проект создания и эксплуатации подземного хранилища газа на базе истощенного газоконденсатного месторождения Совхозное (ВНИИГАЗ), в котором были рассмотрены варианты эксплуатации хранилища с активным объемом 2,7 (рекомендованный вариант) и 3,7 млрд м3 газа. По рекомендованному варианту число эксплуатационных скважин составило 36 ед., максимальное пластовое давление -128 кгс/см2, остальные проектные показатели отражены в табл. 2. Проектом была рекомендована следующая конструкция эксплуатационных скважин: направление 0 426 мм - 10 м; кондуктор 0 299 мм - 400 м; эксплуатационная колонна 0 219 мм с установкой башмака

над кровлей газоносного пласта; ниже башмака эксплуатационной колонны - открытый ствол до 1600-1800 м; лифтовая колонна 0 168 мм с пакером (устанавливается на 15-20 м выше башмака эксплуатационной колонны); ниже пакера, не доходя до забоя 15-20 м, спускается хвостовик 0 146 мм.

В 1974 г. был разработан Технологический проект строительства Совхозного ПХГ (ВНИИГАЗ), утвержденный Министерством газовой промышленности 09.10.1974 г. Предполагалось, что к 1980 г. хранилище будет иметь активный объем газа 3,4 млрд м3, к 1985 г. - 5,4 млрд м3.

С 10 по 25 июня 1974 г. проводилась пробная закачка газа в ПХГ бескомпрессорным способом в объеме 20 млн м3. Определена общая приемистость пласта при закачке газа в 10 эксплуатационных скважин. При пластовом давлении 37 кгс/см2 и давлении в магистраль-

Таблица 1

Фоновые гидрохимические характеристики подземных вод Совхозного ПХГ

Водоносное подразделение Глубина залегания, м Гидродинамическая зона Минерализация, г/л Плотность, г/см3

Плиоцен-четвертичный водоносный комплекс 0-120 Активный водообмен 0,2-3,0 1,000-1,002

Олигоцен-миоценовый водоносный комплекс 50-170 Активный водообмен 1-3 1,000-1,002

3-5 1,003

Юрско-меловой водоносный комплекс (верхняя часть) 100-250 Активный водообмен 1-5 1,000-1,0003

5-170 1,0003-1,15

Юрско-меловой водоносный комплекс (нижняя часть) 180-380 Активный водообмен 5-210 1,003-1,16

Водоносный горизонт кепрока кунгурского яруса 250-450 Затрудненный водообмен 270-310 1,178-1,198

Пластовые воды подсолевого этажа 1500-3500 Весьма затрудненный водообмен 240-280 1,16-1,18

Таблица 2

Проектные технологические показатели ПХГ, определенные Технологическим проектом создания и эксплуатации подземного хранилища газа на базе истощенного газоконденсатного месторождения Совхозное (1972 г.)

Показатель Проектное значение

Общий объем газа в пласте, млрд м3 7,1

Активный объем газа, млрд м3 2,7

Пластовое давление, кгс/см2:

• максимальное 128

• минимальное 84

Максимальный суточный отбор газа, млн м3/сут 31,4

Среднесуточный расход при закачке газа, млн м3/сут 16,9

Количество эксплуатационных скважин, ед. 36

Число дней закачки/отбора газа, сут 160/190

Мощность КС, тыс. л. с. 31

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 57

21.08.2015 9:59:34

58

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

ном газопроводе от 40 до 50 кгс/см2 приемистость пласта составила 3,9-6,5 млн м3/сут. Стабильная закачка газа началась с июля 1974 г. и продолжалась по август 1975 г. За это время в хранилище было закачано 643,9 млн м3 газа, пластовое давление возросло до 51,3 кгс/см2. Кратковременные отборы газа проводились в январе, августе и сентябре 1975 г. в суммарном объеме 103 млн м3. В середине июня 1976 г. на ПХГ были подключены два газоперекачивающих агрегата «Солар». Всего бескомпрессорным способом в ПХГ было закачано 1100 млн м3 и отобрано 132 млн м3 газа. С июля 1976 г. на ПХГ закачка осуществлялась компрессорным способом.

В 1977 г. завершились строительство и ввод в эксплуатацию 3-й технологической линии блока входных ниток (БВН) с наибольшим количеством подключенных скважин, начался монтаж 1-й и 2-й технологических линий БВН, а также строительство компрессорного цеха № 1. В 1982 г. были построены и сданы в эксплуатацию компрессорный цех № 1 с шестью агрегатами МК-8, площадка первой ступени очистки газа, установка осушки газа, очистные сооружения. Однако строительство новых объектов велось с отставанием, поэтому активный объем газа в хранилище был ограничен до 2 млрд м3. Общий объем газа в пласте на конец 1983 г. составлял 2,4 млрд м3 (в том числе активного - 1,4 млрд м3).

В 1984 г. ВНИИГАЗом была разработана Технологическая схема расширения Совхозного ПХГ, основные положения которой были утверждены решением ЦКР Министерства газовой промышленности (протокол от 24.08.1984 г. № 24/84). В данной технологической схеме предусматривались несколько этапов расширения хранилища (табл. 3): I этап - 3,4 млрд м3 газа

(до 1985 г.); II этап - 6,2 млрд м3 газа (до 1990 г.); III этап - 8,3 млрд м3 газа (перспектива).

Для проектных эксплуатационных скважин рекомендовалась следующая конструкция: направление 0 426 мм - 6-30 м; кондуктор 0 299 мм - до глубины 700 м; эксплуатационная колонна сборная - до глубины 14001600 м; лифтовая колонна сборная - до забоя с установкой башмака на 20-30 м выше забоя. Необходимость установки сборной конструкции эксплуатационной колонны была вызвана отсутствием серийно выпускаемых пакеров для эксплуатационной колонны 0 219 мм на рабочее давление 235 кгс/см2.

В 1985 г. на ПХГ был сдан в эксплуатацию компрессорный цех № 2А, в 1987 г. - компрессорный цех № 2Б. В каждом цехе были установлены по 7 поршневых газоперекачивающих агрегатов МК-8. На части скважин - пакеры. Работа хранилища в 1987-1988 гг. показала эффективность этого решения в плане предотвращения нарушения герметичности скважин, поэтому все эксплуатационные сква-

Промплощадка Совхозного ПХГ

Таблица 3

Проектные технологические показатели хранилища, определенные Технологической схемой расширения Совхозного ПХГ (1984 г.)

Показатель Проектное значение

этап

i II III

Общий объем газа в пласте, млрд м3 6,4 9,2 11,3

Активный объем газа, млрд м3 3,4 6,2 8,3

Максимальное пластовое давление, кгс/см2 128 182 235

Максимальная суточная производительность (отбор), млн м3/сут 29 62 70

Количество эксплуатационных скважин, ед. 65 130 130

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 58

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

21.08.2015 9:59:34

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

59

жины планировалось перевести на пакерную схему эксплуатации.

В 1987 г. работы по дальнейшему расширению Совхозного ПХГ решением Мингазпрома СССР были законсервированы до 1990 г. в связи с неудовлетворительным освоением генподрядчиком капитальных вложений.

На конец 1988 г. общий объем газа в пласте составлял 4,7 млрд м3, количество эксплуатационных скважин - 64 ед., общий фонд скважин - 71 ед.

В 1988 г. были разработаны Коррективы к технологической схеме расширения Совхозного ПХГ (ВНИИГАЗ), предусматривающие достижение общего объема газа в хранилище до 9,9 млрд м3 и увеличение активной емкости ПХГ до 7 млрд м3 (табл. 4). В конструкции проектных эксплуатационных скважин было предложено применение эксплуатационной колонны 0 168 мм, НКТ 0 114 мм. Все скважины должны быть оборудованы пакерами.

В комплекс наземных сооружений ПХГ входили: компрессорный цех № 1 (6 агрегатов МК-8/(25-43)-56) с проектной максимальной производительностью 17 млн м3/сут; компрессорные цеха № 2А и 2Б (каждый с 7 агрегатами МК-8/(45-50)-(125-150)) с проектной максимальной производительностью каждого цеха 8,4 млн м3/сут; компрессорный цех агрегатов «Солар» (2 агрегата с нагнетателями С 3044-30 и 5 агрегатов с нагнетателями С 1688-564) с проектной производительностью до 6 млн м3/сут.

В связи с распадом СССР и увеличением поставок среднеазиатского газа работы по выполнению Коррективов были отложены.

Особое место в эксплуатации ПХГ отводится периоду 1996-2002 гг., который характеризовался проявлением техногенеза [2]. С начала эксплуатации ПХГ стали проявляться признаки техногенной загазованности коллекторов надпродуктивной толщи (грифоны вокруг

устьев эксплуатационных скважин, межколонные давления и т.д.). В 1988 г. были пробурены первые контрольные скважины и началось создание сети наблюдательных скважин.

Первое водогазопроявление возникло в 1993 г. на водяной скв. 20в, расположенной около эксплуатационной скв. 2т. Для осуществления разгрузки техногенного газа скважину обвязали запорной арматурой, сепаратором и продувочной линией. В том же году произошел подъем уровня воды на 1-3 м в контрольных и водяных скважинах. В 1994 г. появилось избыточное давление на скважинах ликвидированного фонда 42, 43, 44. Активизация техногенных газопроявлений произошла в 1996 г. Признаки техногенеза стали проявляться за пределами земельного отвода хранилища. Специалистами ПХГ была проделана колоссальная работа по ликвидации проявлений техногенеза, а именно:

• выполнена оценка технического состояния всего фонда эксплуатационных скважин;

• проведены геофизические исследования всех скважин эксплуатационного фонда, гидрогеологические и геохимические исследования контрольно-наблюдательных и водяных скважин, газогеохимическая и биолокационная съемка;

• осуществлены глушение скважин, отнесенных к категории потенциальных источников техногенеза, и проведение на них ремонтных работ;

• произведены бурение и обустройство контрольно-разгрузочных скважин с последующей разгрузкой техногенного газа;

• проведен промысловый контроль уровня подземных вод, межколонных давлений и газопроявлений в шахтах скважин.

В результате выполненных работ в 2002 г. основные источники техногенеза были ликвидированы, нормализовалась экологическая си-

Таблица 4

Проектные технологические показатели хранилища, предложенные в Коррективах к технологической схеме расширения Совхозного ПХГ (1988 г.)

Показатель Проектное значение

Общий объем газа в пласте, млрд м3 9,9

Активный объем газа, млрд м3 7,0

Максимальное пластовое давление в зоне расположения скважин, кгс/см2 169

Максимальная производительность на отбор, млн м3/сут 100

Средняя производительность на закачку, млн м3/сут 50

Количество эксплуатационных скважин, ед. 140

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 59

21.08.2015 9:59:34

Содержание RSH, мг/м3

60

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

туация. Был получен практический материал по техногенным проявлениям, и отработана технология поиска скважин - источников вторичных скоплений газа, причин и механизмов техногенеза. В настоящее время создана обширная сеть скважин наблюдательного фонда, позволяющая держать ситуацию под контролем. Знание геологических аспектов процесса формирования и миграции техногенного газа в надсолевой толще дает возможность более целенаправленно планировать поиск источников техногенеза.

В первые годы работы ПХГ одной из проблем являлось создание безгидратного режима эксплуатации в условиях пиковых отборов. В это время эксплуатация оборудования старой промплощадки осуществлялась при таких ограничивающих факторах, как разрешенное рабочее давление сетчатых сепараторов установки осушки газа и отсутствие регулируемых штуцеров на БВН. Специалистами Совхозного ПХГ был предложен способ ингибирования скважин в летний период. Применение данной технологии с 1995 г. позволило сократить количество гидратов за сезон отбора газа в 60 раз.

Отбираемый из Совхозного ПХГ газ характеризуется повышенным содержанием примесей меркаптановой серы [3]. Это обусловлено закачкой в хранилище некондиционного природного газа с высоким содержанием меркапта-

нов с Оренбургского газоперерабатывающего завода в первые годы работы ПХГ и закачкой в скв. 4, 6, 7, 58 на хранение конденсата, содержание меркаптанов в котором в 350 раз превышало нормативный показатель. Необходимо было в короткий срок разработать методы ускоренной очистки пласта от примесей меркапта-новой серы (RSH) и предложить способы доведения концентрации RSH до нормативных показателей. Специалистами Совхозного ПХГ и авторского надзора ВНИИГАЗа был предложен способ селективной закачки и отбора газа, который заключался в выявлении скважин с высоким содержанием меркаптанов в продукции и контроле работы этих скважин. В сезон отбора газа такие скважины находились в эксплуатации дольше, чем остальные, а в сезон закачки - наоборот. За счет селективной по площади закачки/отбора газа среднее содержание меркаптанов в газе стабильно снижается, и эта динамика остается положительной до настоящего времени (рис. 2).

Эксплуатация Совхозного ПХГ позволила нарастить запасы газа в пласте и обеспечить стабильность в промышленно развитом регионе. Общий объем газа в пласте на конец 1991 г. составлял 6,9 млрд м3; 1995 г. - 8,2 млрд м3; 2000 г. - 8,7 млрд м3; 2006 г. - 9,1 млрд м3. На конец 2006 г. фонд скважин достиг 151 ед., из них эксплуатационных скважин - 92 ед.

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 60

21.08.2015 9:59:34

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

Площадка реконструкции Совхозного ПХГ

В 2007 г ВНИИГАЗом разработаны Коррективы основных технологических показателей для расширения Совхозного ПХГ по результатам систематического авторского

надзора, предусматривающие достижение общего объема газа в хранилище 9,9 млрд м3 и активного объема газа 7 млрд м3, максимальной суточной производительности на отбор 70 млн м3/сут (табл. 5). Предполагалось пробурить 18 эксплуатационных скважин в основной части залежи с НКТ 0 168 мм, в том числе 8 наклонно направленных скважин - под промплощадку.

В настоящее время Совхозное ПХГ находится на стадии реконструкции, ведется процесс замены морально и физически изношенного оборудования в соответствии с Коррективами (2007 г). Основные показатели эксплуатации Совхозного ПХГ с 1974 г. приведены на рис. 3.

Таблица 5

Проектные технологические показатели хранилища, предложенные в Коррективах основных технологических показателей для расширения Совхозного ПХГ по результатам систематического авторского надзора (2007 г.)

Показатель Проектное значение

Общий объем газа в пласте, млрд м3 9,9

Активный объем газа, млрд м3 7,0

Максимальное пластовое давление в зоне расположения скважин, кгс/см2 154

Максимальная производительность на отбор, млн м3/сут 70

Средняя производительность на закачку, млн м3/сут 50

Количество эксплуатационных скважин, ед. 110

1000

500

ю

О

£.1500

0

-500

-1000 J

Рис. 3. Основные показатели эксплуатации Совхозного ПХГ

№ 3 (23) / 2015

61

г 150

- 100

-50

- 0

- -50

--100

--150

L -200

VGN-3-23-2015-v24.indd 61

21.08.2015 9:59:34

Пластовое давление, кгс/см2

62

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Ежегодно проводимые геолого-технические мероприятия по закачке раствора КМЦ в затрубное пространство, ингибирование скважин в летний период закачки газа, солянокислотные обработки призабойной зоны позволяют обеспечивать Совхозному ПХГ достижение проектных показателей, выполнение планов закачки/отбора газа, требований промышленной безопасности и охраны окружающей среды.

Список литературы

1. Егурцов Н.А. Опыт выявления источников образования техногенной залежи на основе анализа результатов текущего промыслового контроля в процессе эксплуатации ПХГ /

Н.А. Егурцов, В.Н. Аулова, Ю.Н. Попов и др. // 50 лет ВНИИГАЗу - 40 лет ПХГ: сб. науч. тр. -М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 271-282.

2. Зубарев А.П. Опыт поиска и ликвидации источников техногенезиса на ПХГ /

А.П. Зубарев, О.С. Мальцев, Ю.В. Глаголев и др. // Газовая промышленность. - 2012. -Спецвыпуск № 3. - С. 43-45.

3. Егурцов Н.А. Оценка пластовых запасов и особенности вымывания загрязненного меркаптанами газа в условиях ПХГ /

Н.А. Егурцов // 50 лет ВНИИГАЗу - 40 лет ПХГ: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. -С. 202-209.

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 62

21.08.2015 9:59:35

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.