Геолого - геофизическая изученность района

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПУНГИНСКОМ ПХГ
1.1 ФИЗИКО- ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК 1.2. ГЕОЛОГО - ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2.1.ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СРОЕНИЯ ПУНГИНСКОГО ПХГ 2.2. ГАЗОНОСНОСТЬ, СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОСТАТОЧНОГО И ЗАКАЧИВАЕМОГО В ПХГ ГАЗА. 3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ - ПУНГИНСКОЙ СПХГ 3.1 ЦИКЛЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ 3.2 ОСУШКА ГАЗА 3.3 БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ 4. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ ПХГ 4.1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ПУНГИНСКОГО ПХГ 4.2. ДИНАМИКА ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ 4.3. КОНТРОЛЬ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ПУНГИНСКОГО ПХГ 5. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СОЗДАНИЯ ПУНГИНСКОГО ПХГ 5.1. РАСШИРЕНИЕ ГАЗОХРАНИЛИЩА 5.2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 5.3. АНАЛИЗ ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПУНГИНСКОГО ПХГ В ПЕРИОД 1985-1990г.г. 5.4.РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СОЗДАНИЕ ПУНГИНСКОГО ПХГ ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Пунгинское подземное хранилище создано в истощенном газовом месторождении и находится в Березовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 40 км к югу от пос. Игрим.

Опытно-промышленная эксплуатация Пунгинского ПХГ начата в 1985 году в соответствии с “ Технологической схемой создания и эксплуатации комплекса Пунга-Шухтунгорд “, разработанной ВНИИГАЗом в 1983 году и утвержденной в Мингазпроме в 1985 году. Хранилище предназначено для регулирования сезонной неравномерности газопотребления Екатеринбургской, Пермской и Челябинской областей,а также для создания оперативного резерва с целью повышения производительности и надежности систамы газопроводов Тюменской области.

За десять лет эксплуатации Пунгинского ПХГ в пласт закачано более 17 млрд.м3 газа и отобрано 13,5 млрд.м3.Максимальный отбор газа из хранилища составил 2,1 млрд.м3 в сезоне 1990-91гг. Максимальная производительность в 1995 г. превысила 15 млн.м3/сут. максимальное давление в пласте возросло с 4,24 до 5,91 Мпа.

В 1992 г. по заданию ГГК “Газпром” разработана технологическая схема расширения Пунгинского ПХГ до активного объема 6,5 млрд.м3. Актуальность расширения связана с отсутствием благоприятных геологических условий для создания подземных хранилищ вблизи крупных потребителей Урала и вдоль трассы магистрального газопровода.

Работа написана в процессе работы на Пунгинской станции подземного хранения газа в службе подземного хранения газа в должности: Оператора технологических установок.

 

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПУНГИНСКОМ ПХГ

1.1. ФИЗИКО- ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

Первая закачка газа в Пунгинское подземное хранилище газа была начата в августе 1985 года. Газохранилище создается в юрских отложениях вогулкинской свиты(пласт “П”) одноименного газового месторождения, разработка которого была закончена в 1985 году при пластовом давлении 42,4 кгс/см2 и остаточных запасах газа - 10,4 млрд.м3.

Пунгинское ПХГ расположено в Северо-Западной части Западно-Сибирской низменности на территории Березовского района Тюменской области. Ближайшая железнодорожная станция Приобье находится в 80 км от газохранилища.Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах 15-30 м. Площадь покрыта заболоченной тайгой с буреломом и зарослями тальника, черемухи, ольхи.Гидрогеографическая часть представлена рекой Малая Сосьва и ее притоками: Пунга, Холы-Хулюм, Ун-Хулюм и большим количеством малых ручьев, стариц и озер.Река Малая Сосьва имеет очень извилистое русло, с крутыми берегами. Ширина ее в нижнем течении от 40 до 100м; глубина реки в октябре месяце по фарватеру от 0,8 до 3-х метров. При высоком уровне воды Малая Сосьва проходима только для судов с малой осадкой, катеров, мотолодок и др.Район работ характеризуется полным отсутствием дорог, пригодных для автогужевого транспорта. Значительная часть площадки покрыта непроходимыми болотами, что создает большую трудность при транспортировке, особенно в первую половину зимы, когда болота не успели еще промерзнуть. Кроме того, площадь пересекается незамерзающими ручьями, вызывающими большое затруднение при передвижении тракторов. (рис. 1.1)

Природно-климатические условия суровые. Климат резко континентальный, характеризуется продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Отрицательная температура держится с октября по апрель, абсолютный минимум температуры достигает минус 55 град.С. Высота снежного покрова составляет 70 см. В летний период (июль-август) температура воздуха поднимается до плюс 30 град.С. В весенний период (май-июнь) паводковые воды покрывают большую часть территории.

Снег выпадает в первой половине октября и наибольшей мощности достигает в марте месяце и составляет около 70 см. Среднегодовое количество осадков в районе составляет 450мм.

Инженерно-геологические условия сложные. Газохранилище находится в болотистой местности, заболоченность территории достигает 38%. Встречается островная многолетняя мерзлота.

Положительным моментом, повлиявшим на выбор Пунгинской структуры в качестве объекта для создания ПХГ явилось ее выгодное расположение на трассе магистральных газопроводов от месторождений СРТО в центр Европейской части России. Пунгинская линейная компрессорная станция расположена на территории газохранилища и связана с существующим ГСП соединительным газопроводом (Ду 720 + 1020) протяженностью 4,5 км.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ГАЗОНОСНОСТЬ, СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОСТАТОЧНОГО И ЗАКАЧИВАЕМОГО В ПХГ ГАЗА.

Газоносность Пунгинского месторождения связана с отложениями вогулкинской пачки (продуктивный пласт “П” абалакской свиты верхней юры), тюменской свиты (нижняя и средняя юра), а также с трещинноватыми породами палеозойского фундамента и его коры выветривания.

Вмещающие газовую залежь породы, образуют единую газогидродинамическую систему. Единый первоначальный газоводяной контакт, располагавшийся на абсолютной отметке минус 1770 м, имеет положение близкое к горизонтальному и приурочен, как к гранулярным, так и к трещинновато-кавернозным коллекторам различных стратиграфических горизонтов. Тип залежи - массивный, высота ловушки более 200 м. Геометрическая форма газовой залежи контролируется структурным фактором.

Основной объем запасов газа приурочен к пласту “П”, залегающему на глубине 1613 + 1900 м. В верхней части пласт сложен известняком- ракушняком, в нижней - песчаником и гравелитами.

Максимальные эффективные мощности (до 70 - 85 м) и лучшие коллекторские свойства пласта приурочены к склонам выступов фундамента. Здесь пористость достигает 28-32%, коэффициент проницаемости составляет 0,5 + 6,7 Д. По мере погружения проницаемые коллектора постепенно замещаются непроницаемыми породами- глинами и аргиллитами. В своде структуры продуктивная толща отсутствует. Залежь газа характеризуется высокой продуктивностью.

Коэффициент пьезопроводности пласта составляет 28480 см2/сек, коэффициент гидропроводности - 228 д.см/спз. Пластовая температура

равна 335 град.К, вязкость воды с учетом температурной поправки - 0,457 спз.

Газ Пунгинского месторождения преимущественно метановый с плотностью 0,57 + 0,62. Содержание CH4 находится в пределах 96 + 97 %. С2H6 - 1,6 + 2,6%, С3Н8 - 0,37 + 0,48 %, С4 Н10 - 0,09 + 0,20 %, азота - 0,1 + 5,7 %. Содержание СО2 достигает 1,0%, сероводород- отсутствует.

В Пунгинское подземное хранилище газ закачивается из месторождения Медвежье. Состав и свойства газа Пунгинского месторождения (см. табл. 2.1).

Компонентный состав газа

Табл.2.1

Компоненты	Месторождение	ПХГ
	1.1.76	9.3.76	13.9. 76г.	24.12. 76г.	средний состав	14.4. 86г.	15.7. 86г.	11.10. 86г.	15.12. 86г.	средний состав
1.Метан	96.56	98.94	95.89	95.34	96.68	99.11	99.03	98.92	98.91	98.99
2.Этан	1.41	0.29	2.09	2.78	1.65	0.14	0.09	0.23	0.27	0.18
3.Пропан	0.43	0.03	0.41	0.41	0.33	0.02	0.02	0.03	0.03	0.03
4.U-бутан	0.05	-	0.04	0.06	0.04	-	-	-	-	-
5.H-бутан	0.07	-	0.06	0.07	0.04	-	-	-	-	-
6.И-пентан	-	-	0.01	-	0.003	-	-	-	-	-
7.Азот	1,39	0,72	1,42	1,23	1,9	0,71	0,85	0,81	0,78	0,79
8.Угл.газ	0,09	0.02	0.08	0.11	0.08	0.02	0.01	0.01	0.01	0.01
9.Плотность при 20гр.С	0,6955	0.6730	0.6938	0.6976	0.6899	0,673	0.673	0.674	0.676	0.673
10.Теплотвор- ная способность
11.Критическое Р					46.85					46.86
12.Критическая t					192.55					190.31
13.Относитель-ная плотность					0.5725					0.5588

3. Технологический режим работы Пунгинской СПХГ

Циклы эксплуатации ПХГ

Пунгинское подземное хранилище газа находится в эксплуатации с 1985 г. "Технологической схемой создания Пунгинского ПХГ", утвержденной в 1985 г. в Мингазпроме.

Пунгинское ПХГ работает по сезонам. Сезоны отбора и закачки длятся по 150 суток каждый. Объемы отбора и закачки не превышают 2,5 млрд.м3.

Во время сезона отбора газ из скважин по шлейфам поступает к сборному пункту (см.рис.1.1).После чего пройдя через две ступени сепарации (рис.3.1, 3.2) поступает в общий коллектор по кранам № 5, 6 и через замерной узел, краны № 15,16 в магистральный газопровод.

При отборе пластовое давление составляет более 60 атм., поэтому для регулирования среднесуточных дебитов используют компрессорную станцию КС«Пунга» для создания противодавления, после газ поступает в магистральный газопровод под давлением

30-40 атм.

При закачке газ из месторождения Медвежье поступает на дожимную компрессорную станцию КС«Перегребное», после под давлением 65-73 атм. Через краны 2ПХГ, № 3,4 и № 13,14 замерной узел минуя систему сепарации поступает непосредственно в шлейфы скважин и далее в пласт-коллектор.

Осушка газа

В сезон отбора газ из скважин поступает совместно с пластовой жидкостью, которая отбивается в системе сепарации 1 и 2 ступени (см.рис. 3.2). Жидкость из сепараторов выдавливается через продувочные линии в разделительной емкости №3 (рис.3.3), после заполнения емкости жидкость передавливается в емкость №2 для отстаивания. Легкие фракции передавливаются в емкость №1 и утилизируются, а тяжелые фракции через сбросные линии сбрасываются в техническую канализацию.

3.3 Борьба с гидратообразованием

При работе скважин в период с ноября по май месяц возникает необходимость использовать метанол, для предотвращения гидратообразования, чтобы поддерживать номинальный режим работы скважин.

Система подачи метанола показана на рис 3.5 и представляет собой комплекс дозировочных насосов и технологических коммуникации для подачи метанола в места возможного гидратообразования (рис 3.4).

Фонд скважин

 

На балансе Пунгинского ПХГ (Рис.1.3) 37 скважин, в т.ч. 31 эксплуатационная, одна скважина в ожидании капремонта (208), 5 скважин наблюдательных и пьезометрических (236, 504, 524, 525, 528).

Эксплуатационные скважины пробурены в период разработки месторождения и к настоящему времени отработали более 30 лет. Все скважины эксплуатируются, так как и в конце периода разработки месторождения по лифтовым трубам и по затрубью, что дает возможность получения больших дебитов при низких давлениях, но находится в противоречии с "Правилами эксплуатации скважин на ПХГ". Но при долговременном наблюдении и исследовании скважин был сделан вывод о хорошей сцементированности эксплуатационного объекта следовательно вынос пластового материала минимален, что позволяет вести эксплуатацию по НКТ и затрубному пространству.

В 21 скважине спущена 146 мм эксплуатационная колонна, в 5 скважинах - 114 мм и в 6 скважинах - 168 мм. Межколонное давление в 1995 г. отмечено в 10 скважинах (до 2 кГ/см²).

Практически по всем скважинам проводится комплекс исследований, включающих геофизические исследования, замеры давлений, дебитов, отборы проб воды.

Рис.1.3 Структурная карта Пунгинского ПХГ

РАСШИРЕНИЕ ГАЗОХРАНИЛИЩА

Одним из доводов в пользу необходимости обеспечения высоких темпов развития Пунгинского ПХГ на перспективу является возможность его использования для увеличения загрузки системы газопроводов СРТО - Центр путем значительного увеличения (по сравнению с современным положением) закачки газа в это ПХГ в летнее время. Для ускорения сроков создания газахранилища была предусмотрена этапность его развития.

На первом этапе, используя существующие мощности, предполагалось вывести Пунгинское ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 1,2 млрд.м3, что позволило бы на 63-65% отрегулировать сезонную неравномерность газопотребления и одновременно, получить дополнительную информацию о пласте, необходимую для корректировки технологической схемы.

На втором этапе создания Пунгинского ПХГ предусматривалось подключить газохранилище к системе МГ с рабочим давлением 75 кгс/см2 (для повышения давления нагнетателя), пробурить дополнительно 75 эксплуатационных скважин и вывести ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,5 млрд.м3, максимальной суточной производительностью на отбор - 35 млн.м3/сут.(II очередь).

В перспективе предусматривалось расширение Пунгинского ПХГ до активного объема 5,0 - 7,0 млрд.м3 с увеличением максимальной суточной производительности до 55-60 млн.м3.

По третьему этапу (полное развитие газохранилища) проводилось только экспертная оценка возможных технологических показателей циклической эксплуатации, технологическая схема не разрабатывалась. Основной задачей настоящей работы является разработка названной технологической схемы и определение основных показателей циклической эксплуатации III очереди создания Пунгинского ПХГ.

Показатели первого этапа создания и циклической эксплуатации на Пунгинском ПХГ достигнуты. Проведено, также подключение газохранилища к системе МГ с рабочим давлением 75 кг/см2.

Следовательно, в настоящее время, Пунгинское ПХГ находится на втором этапе создания и хотя бурение эксплуатационных скважин не начато.

 

Пунгинского ПХГ

Таблица 5.1

№	Показатели	Годы
п/п
1.	Закачка газа, млн.м3	1021.8	1399.0	2203.5	1657.0	2132.0	-
2.	Отбор газа за год Млн.м3	191.2	896.0	1414.4	826.8	674.0	108.4
3.	Максимальный суточный отбор газа, Млн.м3/сут.	5.2	10.3	13.1	12.0	13.4	14.3
4.	Активный объем газа, млн.м3	1021.8	2027.0	2789.0	3216.0	3216.0	4564.0
5.	Буферный объем газа, млн.м3.	-	-	-	-	-	-
6.	Количество эксплуатационных скважин, единиц
7.	Численность персонала СПХГ, чел.
8.	Стоимость основных фондов, млн.рублей	-	14.03	14.03	14.03	13.89	13.89
9.	Годовые эксплуатационные расходы, млн.руб.	-	0.662	0.662	0.662	0.591	0.674

 

Пунгинского ПХГ

Таблица 5.2

 

№		Годы
п/п	Показатели
1.	Фондоемкость -по отбору газа за год, руб/1000м3	15.6	9.9	17.0	20.6	12.8
2.	Фондоотдача - по отбору газа за год, м3/руб. - по объему транспортируемого газа (закачка+ отбор), м3/руб.	63.9     163,2	100.8     258,0	58.9     177,0	48.6     202.3	78.0     78.0
3.	Фондовооруженность, Тыс.руб/чел
4.	Произодительность Труда - по отбору газа, млн.м3/чел -по объему транспортируемого газа, млн.м3/чел	18.9     49.8	30.4     78.8	18.0     53.9	17.7     61.0	23.6     23.6
5.	Себестоимость - по отбору газа, руб/1000м3 - по объему транспортируемого газа, руб/1000м3	0.74     0.29	0.47     0.18	0.80     0.27	0.88     0.21	0.62     0.62

Подземных хранилищ газа

Таблица 5.3

 

№		Годы
п/п	Показатели
1.	Фондоотдача, м3/руб. -закачка+отбор - отбор	60.5 24.4	23.2 23.2	57.9 26.4	56.6 23.3	54.8 23.3	55.1 23.8
2.	Производительность труда, млн.м3/чел.	16.0	16.0	20.2	21.5	19.9	19.5
3.	Фондоемкость, Руб/1000м3 -по активному объему -по отбору	31.0 40.8	31.0 43.0	30.4 38.2	26.5 42.7	25.5 42.9	23.2 41.9
4.	Фондовооруженность, тыс.руб/чел.
5.	Себестоимость хранения, руб/1000м3 - закачка+ отбор -отбор	1.16 2.87	1.29 3.05	1.22 2.68	1.23 2.63	1.28 3.02	1.30 3.01

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Настоящий отчет был написан за время работы в Пунгинском ЛПУ МГ ООО”Газпром трансгаз Югорск” на должности: Оператора технологических установок 4-го разряда. За время прохождения практики принимал участие при выполнении следующих видов работ:

- устранение утечек на газосепараторах (подтяжка фланцевых соединении, замена запорной арматуры, замена сальниковых набивок, ревизия кранов, задвижек);

- продувка скважин на устье;

- замер давления и температуры на устье скважины;

- стравливание шлейфов для проведения ремонтных работ;

- стравливание системы сепарации газа;

- смена картограмм, подсчет часового и суточного расхода газа.

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. “Пересчет запасов газа Пунгинского месторождения”, Востокгипрогаз, г. Саратов, 1969 г.

2. Микаэлян Ш.С. Отчет по теме N 94 “Коллекторские свойства отложений Приуральской части Западно-Сибирской низменности по данным промысловой геофизики и лабораторных исследований “, ТФ ТТГУ г. Тюмень, 1962 г.

3.Пастухова Н.А. и др.,”Подсчет запасов газа на Пунгинском месторождении Березовского района Тюменской области”, Фонды ТТГУ, Тюмень, 1963 г.

4. Геологический отчет за 1996 г. по эксплуатации Пунгинского ПХГ.

5. Отчет по теме N 111.06.93. “ Технологическая схема расширения Пунгинского подземного хранилища газа, до активного объема 6,5 млрд.м3 “,ВНИИГаз. Москва. 1992 г.

6. Правила создания и эксплуатации подземного хранилища газа в поверхностных средах. М. 1984 г.

7. “ Обоснование параметров Пунгинского ПХГ на полное развитие “, ВНИИГаз, М. 1992 г.

8. Обоснование эффективности и основных параметров Пунгинского ПХГ. ВНИИГАЗ, М. 1990 г.

9. Шешуков Н.А. и др. “ Результаты опытно промышленной эксплуатации Пунгинского газоконденсатного месторождения ”, НТО

10. Отчет по теме 1,6 п. 3” Анализ создания и эксплуатации Пунгинского ПХГ ”, РАО “Газпром”, М. 1996 г.

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

Введение
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПУНГИНСКОМ ПХГ
1.1 ФИЗИКО- ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК 1.2. ГЕОЛОГО - ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2.1.ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СРОЕНИЯ ПУНГИНСКОГО ПХГ 2.2. ГАЗОНОСНОСТЬ, СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОСТАТОЧНОГО И ЗАКАЧИВАЕМОГО В ПХГ ГАЗА. 3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ РАБОТЫ - ПУНГИНСКОЙ СПХГ 3.1 ЦИКЛЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ 3.2 ОСУШКА ГАЗА 3.3 БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ 4. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ ПХГ 4.1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ПУНГИНСКОГО ПХГ 4.2. ДИНАМИКА ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ 4.3. КОНТРОЛЬ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ПУНГИНСКОГО ПХГ 5. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СОЗДАНИЯ ПУНГИНСКОГО ПХГ 5.1. РАСШИРЕНИЕ ГАЗОХРАНИЛИЩА 5.2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 5.3. АНАЛИЗ ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПУНГИНСКОГО ПХГ В ПЕРИОД 1985-1990г.г. 5.4.РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В СОЗДАНИЕ ПУНГИНСКОГО ПХГ ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Пунгинское подземное хранилище создано в истощенном газовом месторождении и находится в Березовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 40 км к югу от пос. Игрим.

Опытно-промышленная эксплуатация Пунгинского ПХГ начата в 1985 году в соответствии с “ Технологической схемой создания и эксплуатации комплекса Пунга-Шухтунгорд “, разработанной ВНИИГАЗом в 1983 году и утвержденной в Мингазпроме в 1985 году. Хранилище предназначено для регулирования сезонной неравномерности газопотребления Екатеринбургской, Пермской и Челябинской областей,а также для создания оперативного резерва с целью повышения производительности и надежности систамы газопроводов Тюменской области.

За десять лет эксплуатации Пунгинского ПХГ в пласт закачано более 17 млрд.м3 газа и отобрано 13,5 млрд.м3.Максимальный отбор газа из хранилища составил 2,1 млрд.м3 в сезоне 1990-91гг. Максимальная производительность в 1995 г. превысила 15 млн.м3/сут. максимальное давление в пласте возросло с 4,24 до 5,91 Мпа.

В 1992 г. по заданию ГГК “Газпром” разработана технологическая схема расширения Пунгинского ПХГ до активного объема 6,5 млрд.м3. Актуальность расширения связана с отсутствием благоприятных геологических условий для создания подземных хранилищ вблизи крупных потребителей Урала и вдоль трассы магистрального газопровода.

Работа написана в процессе работы на Пунгинской станции подземного хранения газа в службе подземного хранения газа в должности: Оператора технологических установок.

 

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПУНГИНСКОМ ПХГ

1.1. ФИЗИКО- ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

Первая закачка газа в Пунгинское подземное хранилище газа была начата в августе 1985 года. Газохранилище создается в юрских отложениях вогулкинской свиты(пласт “П”) одноименного газового месторождения, разработка которого была закончена в 1985 году при пластовом давлении 42,4 кгс/см2 и остаточных запасах газа - 10,4 млрд.м3.

Пунгинское ПХГ расположено в Северо-Западной части Западно-Сибирской низменности на территории Березовского района Тюменской области. Ближайшая железнодорожная станция Приобье находится в 80 км от газохранилища.Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах 15-30 м. Площадь покрыта заболоченной тайгой с буреломом и зарослями тальника, черемухи, ольхи.Гидрогеографическая часть представлена рекой Малая Сосьва и ее притоками: Пунга, Холы-Хулюм, Ун-Хулюм и большим количеством малых ручьев, стариц и озер.Река Малая Сосьва имеет очень извилистое русло, с крутыми берегами. Ширина ее в нижнем течении от 40 до 100м; глубина реки в октябре месяце по фарватеру от 0,8 до 3-х метров. При высоком уровне воды Малая Сосьва проходима только для судов с малой осадкой, катеров, мотолодок и др.Район работ характеризуется полным отсутствием дорог, пригодных для автогужевого транспорта. Значительная часть площадки покрыта непроходимыми болотами, что создает большую трудность при транспортировке, особенно в первую половину зимы, когда болота не успели еще промерзнуть. Кроме того, площадь пересекается незамерзающими ручьями, вызывающими большое затруднение при передвижении тракторов. (рис. 1.1)

Природно-климатические условия суровые. Климат резко континентальный, характеризуется продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом. Отрицательная температура держится с октября по апрель, абсолютный минимум температуры достигает минус 55 град.С. Высота снежного покрова составляет 70 см. В летний период (июль-август) температура воздуха поднимается до плюс 30 град.С. В весенний период (май-июнь) паводковые воды покрывают большую часть территории.

Снег выпадает в первой половине октября и наибольшей мощности достигает в марте месяце и составляет около 70 см. Среднегодовое количество осадков в районе составляет 450мм.

Инженерно-геологические условия сложные. Газохранилище находится в болотистой местности, заболоченность территории достигает 38%. Встречается островная многолетняя мерзлота.

Положительным моментом, повлиявшим на выбор Пунгинской структуры в качестве объекта для создания ПХГ явилось ее выгодное расположение на трассе магистральных газопроводов от месторождений СРТО в центр Европейской части России. Пунгинская линейная компрессорная станция расположена на территории газохранилища и связана с существующим ГСП соединительным газопроводом (Ду 720 + 1020) протяженностью 4,5 км.

ГЕОЛОГО - ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ РАЙОНА

В 1929-1933 г.г. общегеологические маршрутные исследования в бассейне р.р.Северная Сосьва и Конда проводились Уральской секцией Геологического комитета. В результате проведенных работ были составлены мелкомасштабные геологические и геоморфологические карты большой территории Зауралья и дано подробное(по тому времени) описание четвертичных и третичных отложений.

Начиная с 1949 года по решению Совета Министров на территории Западно-Сибирской низменности бурится ряд опорных глубинных скважин. Одновременно производятся комплексные работы, включающие магнитную съемку, гравиразведку и сейсморазведку.

В 1958 году из Березовской опорной скважины был получен газо-водяной фонтан. Начиная с этого времени геолого-поисковые работы в северо-западной части низменности приобретают широкий размах. В 1958 году на территории Западно-Сибирской низменности проведена аэрофотомагнитная съемка в масштабе 1:200000. Большаковым В.В. и Загородновым А.М. составлена карта минимальных глубин залегания магнитных масс в масштабе 1:500000, которой подтверждается наличие в Северо-Сосьвинском Зауралье депрессий и валов меридионального простирания.

В 1954-55г.г. исследования на Оби, Северной и Малой Сосьве и по другим рекам производились Союзной геолого-поисковой конторой “Главнефтеразведки”. В результате этих работ и по данным бурения составляется первая мелкомасштабная геологическая карта названных районов со снятием четвертичного покрова.

В 1957-58г.г. гравиметрической партией № 22/57-58 в районе Пунгинской площадки обнаружена аномалия силы тяжести, являющаяся составной частью Ванзетурского гравитационного максимума, который в свою очередь входит в состав крупного регионального элемента гравитационного поля Обско-Сосьвинской депресии.

В 1959г. по р.р. Малая Сосьва и Пунга производились сейсморазведочные работы.

В 1959-60 г.г. авиадесантной партией производились исследования методом сейсмозондирования, захватившие и площадь проектируемых работ. В результате этих работ установлен Шухтунгортский выступ Фундамента.

В зимний период 1959-60г.г. сейсмопартией № 30/59-60 проводились площадные сейсморазведочные работы в районе реки Малая Сосьва, Пунга, в результате которых выявлено Пунгинское поднятие. Свод этого поднятия смещен на юго-восток по отношению к ранее выявленному гравитационному максимуму и расположен на северном погружении Шухтунгортского выступа фундамента, выявленного сейсмозондированием.

Месторождение открыто в 1962 году разведочной скважиной 244. Запасы промышленных категорий определены в пласте “П” +тюменская свита (В) и в коре выветривания (С1). Месторождение введено в разработку в 1965 году с пластовым давлением 18,46 МПа и начальными запасами 60 млрд. м3 газа

На дату перевода месторождения в режим подземного хранилища газа (20.8.85 г.) всего из пласта добыто 83 % природного газа. Остаточные запасы, по пласту “П” +тюменская свита и коре выветривания составили 9937,462 млн. м3, За период разработки пластовое давление снизилось на 77 % и составило 4,24 МПа.