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).

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ ПХГ

ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ПУНГИНСКОГО ПХГ

 

Режим эксплуатации хранилища.

Пунгинское подземное хранилище газа находится в эксплуатации с 1985 г. "Технологической схемой создания Пунгинского ПХГ", утвержденной в 1985 г. в Мингазпроме и "Технологической схемой расширения Пунгинского ПХГ", утвержденной в 1994 г. в РАО "Газпром" предусматривалось поэтапное развитие хранилища до активного объема в 6.5 млрд.м3.

За 11 полных циклов в пласта закачано 17.3 и отобрано 13.5 млрд.м3. Разница в 3.8 млрд.м3 вызвала повышение давление с 4,24 до 5,4 МПа. В соответствии с ростом пластового давления увеличилась производительность хранилища на отбор, превысившая 15 млн.м3/сут.

Режим эксплуатации хранилища характеризуется нестабильностью, связанной с колебаниями давления в магистральном газопроводе. В период отбора нередко происходит переключение на закачку и обратно. Значительным колебаниям подтверждены как величины отборов по месяцам, так и общий объем отбора. Средняя величина общего отбора за последние 6 лет - 1550 млн.м3, среднеквадратичное отклонение 415 млн.м3.

Амплитуда колебания давления в пласте невелика 5-8 кГ/см2. Это позволяет иметь относительно стабильную производительность хранилища - за весь период отбора она падает на 30 %.

На балансе по состоянию на 1 января 1996 г. по Пунгинскому ПХГ числится 9937 млн.м3 буферного объема и 4505 млн.м3 активного объема. Другими словами, весь закачанный за 11 лет газ считается активным в соответствии с Техсхемой создания хранилища. Однако, cтpoгo говоря, при существующих мощностях по отбору газа объем газа, отбираемого за сезон отбора, не превысит 2-2.2 млрд.м3. Так, что весь закачанный газ следовало бы считать буферным или долгосрочным резервом.

 

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