Отложения уфимского яруса (и переходной толщи) налегают на отложения кунгурского яруса без перерыва и сложены терригенными породами. Литологически отложения представлены переслаивающимися глинами и конгломератами с подчиненным количеством аргиллитов, алевролитов, песчаников, песков и галечников.

Переслаивающиеся аргиллиты и алевролиты коричневые, плотные, крепкие, с включениями гипса и ангидрита. Глины коричневые и красновато - коричневые, плотные, с включениями белого гипса, иногда с прослоями песчаника и песка. Глины переслаиваются с конгломератами из разноокатанной гальки красных и коричневых тонов. Песчаники и пески коричневые, крупно-, средне- и мелкозернистые, часто содержат включения разноокрашенных мелких галек. Толщина до 554 м.

Палеоген-неогеновая система (Pg-N)

Отложения залегают на размытой поверхности отложений уфимского яруса и представлены нерасчлененной терригенной толщей. Глины серых, коричневых, желтых, красных тонов и оттенков, пластичные, прослоями песчанистые. Галечники красных, коричневых, белых тонов, слабо окатанные, кремнистые. Кроме галечников отмечаются единичные прослои мелкозернистых, слабосцементированных песчаников. Толщина до 282 м.

Отложения Квартера (Q)

Отложения широко развиты преимущественно в долине р. Мелеуз. Они залегают на разновозрастных отложениях от перми до неогена. Литологически отложения представлены желто- и красно-бурымисуглинками, супесями и глинами, в подошве песчано-гравийно-галечные отложения. Толщина до 42 м. [3]

2.2 Геологическая и гидрогеологическая характеристика горизонтов (в т.ч. пластов-коллекторов)

Объектами газохранения на Канчуринском ПХГ являются отложения сакмаро-артинского яруса нижнепермского отдела. Коллекторами являются рифогенные известняки, толщиной до 503 м. Известняки серые, буровато-темно-серые, органогенно-детритовые, иногда органогенно-обломочные, участками ангидритизированные с прослоями доломитов. Рифовый массив имеет сложную внутреннюю структуру. Кроме первичных пустот, в теле рифового массива имеют место и вторичные, которые образовались в результате непрерывно идущих процессов растворения, переотложения известковистых масс, процессов доломитизации, ангидритизации, тектонических движений и ряда других факторов геологической эволюции осадочных пород.

Трещиноватость в известняках распределена отдельными участками или зонами по всему рифу. Трещиноватые известняки чередуются с интервалами плотных известняков без каких-либо видимых признаков трещиноватости. Трещины полностью или частично выполнены минеральными массами ангидрита, кристаллического кальцита, темно-серой глины, буровато-серого доломита.

Характер пористости в разных частях рифа различен. Породы изменяются от высокопористых до плотных, с отдельными участками или прослойками пористо - кавернозных разностей. Пористость продуктивных пород колеблется в широких пределах: от 0,2% до 25,4%. Средневзвешенная пористость (по вскрытому разрезу) для газонасыщенной части рифа изменяется в пределах от 0,016 до 0,117%, для водонасыщенной от 0,06% до 0,199%.

Проницаемость коллекторов определенная по керну в среднем составляет 66,8*10-15 м², рассчитанная по промысловым данным составляет в среднем 58,5*10-

15 м². Низкие значения проницаемости и высокие дебиты газовых скважин в процессе разработки, говорят о хорошо развитой открытой микротрещиноватости рифового массива.

Продуктивные рифовые отложения повсеместно перекрываются отложениями кунгурского яруса, представленным галогенным комплексом осадков (75-96%) и имеющими толщину до 1500 м. Кунгурские отложения являются надежной покрышкой рифовой залежи. Экраном снизу служат известняки доломитизированные, плотные, пропитанные густой нефтью, не имеющей промышленного значения.

Газонефтяной контакт проводится по изогипсе «-1450 м». Начальное пластовое давление на ГНК равно 17,28 МПа (176,2 кгс/см²), пластовая температура +25,80 ⁰С, начальное пластовое давление на плоскость приведения «-1282,3 м», равно 16,95 МПа (172,8 кгс/см²), пластовая температура +25,10 ⁰С.

В соответствии с Техническим заданием для построения 3D геологической модели объекта газохранения ООО «Газпромгеофизика» проведена комплексная переинтерпретация геолого-геофизических материалов продуктивных отложений Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ, сформированы исходные данные геофизической информации. В результате проделанных работ были выделены комплексы пород с определенными, практически не изменяющимися в пределах определенных площадей фильтрационно-емкостными свойствами, условно названными блоками. В продуктивных отложениях Канчуринского ПХГ было выделено 7 блоков. Ниже приводится описание выделенных блоков для Канчуринского ПХГ.

Блок I залегает непосредственно в кровле сакмаро-артинских отложений.

Отложения, отнесенные к блоку I, прослеживаются не по всей площади Канчуринской структуры и представляют собой неоднородную «переходную» толщу от галогенно-ангидритовой покрышки кунгурского возраста до плотных известняков ниже залегающего блока II. Максимальные вскрытые толщины блока зафиксированы в купольных частях Канчуринского поднятия. Средняя вскрытая толщина составляет 12,7 м, эффективная толщина - 3,5 м. (при определении эффективной толщины ООО «Газпром геофизика» было принято граничное значение пористости - 5%, по аналогии с нефтяными и нефтегазоконденсатными месторождениями южной части Республики

Башкортостан). Коэффициент пористости меняется от максимальных значений в купольной части центрального поднятия - (14,6% скв. 248) до практически непористых отложений на крыльях складки (0,4% скв. 231). В среднем коэффициент пористости по отложениям блокасоставляет 4,9%.

Блоки II и IV. Ниже блока I залегают плотные практически непористые отложения блока II. Разделенные в некоторых частях залежи высокопористыми отложениями блока III, ниже по разрезу залегают сходные по литологическому составу с отложениями блока II, неоднородные отложения блока IV. Описание отложений приводится для блоков II и IV, так как во многих скважинах они представляют единую неразделенную толщу. Отложения блоков II и IV прослеживаются по всей площади Канчуринской площади. Отложения блока IV в целом характеризуются лучшими фильтрационно-емкостными свойствами, чем отложения блока II.

Отложения блока II и IV полностью вскрыты в 93 скважинах. Вскрытая толщина блока II изменяется от 24,5 м (скважина 249) до 93,7 м (скважина 274). Максимальные вскрытые толщины блока зафиксированы в купольных частях Канчуринского поднятия.

Средняя вскрытая толщина составляет 52,5 м. Эффективные толщины отложений блока II в среднем составляют 9,5 м. По многим скважинам эта величина равна 0, то есть отложения блока представлены плотными непроницаемыми отложениями с коэффициентом пористости менее 5%. Отложения блока II характеризуются минимальным значением пористости, в среднем составляя 3,8%.

Вскрытая толщина блока IV изменяется от 8,4 м (скважина 345) до 174,5 м (скважина 211). Максимальные вскрытые толщины блока зафиксированы в купольной части и на северо-востоке Канчуринского поднятия. Средняя вскрытая толщина составляет 99,2 м. Эффективные толщины отложений блока IV значительно выше, чем блока II - средняяэффективная толщина составляет 34,3 м. Максимальные толщины, так же каки по блоку II, зафиксированы в купольной части центрального свода. Пористость отложений блока IV в среднем составляет 5%.

Отложения блока III линзовидно залегают между отложениями блоков II и IV и прослеживаются не по всей площади Канчуринской структуры. Отложения представлены высокопористыми известняками и доломитами. Отложения блока характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Максимальные вскрытые толщины блока зафиксированы в купольных частях Канчуринского поднятия. Средняя вскрытая толщина отложений составляет 35,9 м, эффективные толщины изменяются в широких пределах, плавно уменьшаясь от сводовых частей поднятия к крыльям складки. В среднем эффективная толщина отложений невелика, что связано с линзовидным строением блока, и составляет всего 5,4 м. Плавное уменьшение от сводовых частей поднятия к крыльям складки наблюдается и в распределении по площади пористых разностей карбонатов, в среднем коэффициент пористости составляет 9,3%.

Ниже низкопористых отложений блока IV залегают отложения блока V, характеризующиеся хорошими фильтрационно-емкостными свойствами. Отложения блока V прослеживаются по всей площади Канчуринской структуры. Наиболее высокопористые разности приурочены к кровельной части блока. Максимальные вскрытые толщины блока зафиксированы в сводецентрального купола и в западном направлении. Средняя вскрытая толщина составляет 70,5 м. В среднем эффективная толщина блока составляет 36,4 м.

Максимальные значения пористости фиксируются в сводовой части купола Канчуринского поднятия. Коэффициент пористости в среднем по блоку -7,3%.

Блок VI характеризуется наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Отложения блока прослеживаются по всей площади Канчуринской структуры, во всех глубоких скважинах, вскрывших эти отложения. Отложения блока представлены пористыми известняками и доломитами. В среднем эффективная толщина блока составляет 47,3 м. Максимальные значения коэффициентов пористости отложений фиксируются в сводовой части центрального купола, а также несколько увеличивается в западном направлении.

Ниже высокопористых отложений блока VI выделяются низкопористые отложения блока VII. Подошва блока ни одной скважиной не вскрыта. Максимальная вскрытая толщина составляет 74,5 м (скважина 321). Коэффициент

пористости меняется от минимального значения 2,2% (скважина 351) до максимального 9% (скважина 297).

Для всей надсолевой толщи характерно неравномерное чередование пачек, слоёв и линз аргиллитов, песчаников, мергелей, конгломератов, реже известняков. В связи с этим выделение и корреляция водоносных контрольных горизонтов на площади комплекса ПХГ представляет значительные трудности.

В 2003 г. ПФ «Мосгазгеофизика» выполнена площадная геолого - геофизическая интерпретация материалов по всему имеющемуся фонду скважин по выделению контрольных горизонтов для мониторинга герметичности Канчуринского ПХГ.

В результате выполненных работ в надсолевой толще было выделено две пачки проницаемых водоносных пластов с непроницаемыми покрышками (снизу вверх): II водоносная пачка в нижней части уфимского яруса верхнепермского отдела и I водоносная пачка в галечниках палеоген - неогеновой системы. Пачки разделены между собой непроницаемыми глинистыми породами уфимского яруса. В настоящее время I и II водоносные пачки используются в качестве контрольных горизонтов на Канчуринском ПХГ.

II водоносная пачка перекрывается глинами разной толщины. Породы, служащие покрышкой II водоносной пачки, условно разделены на две глинистых пачки А и Б.

Глинистая пачка Б непосредственно контактирует с водоносной пачкой и является непроницаемой перемычкой, представленной глинистыми породами верхнепермского отдела. Толщина непроницаемой глинистой покрышки Б изменяется в значительных пределах от 100 м (скв. 211) до 3 м (скв. 354). Глинистая пачка А, залегающая по разрезу выше пачки Б, представляет собой уфимскую толщу глин, содержащих песчаные прослои, наиболее выраженные в южной, юго - восточной и восточной частях площади. Песчаные прослои имеют не повсеместный характер распространения, местами они глинизируются или выклиниваются. Водоносными являются: песчаники тонко- и мелкозернистые слабосцементированные, пласты с гравийно-песчаной смесью, в виде невыдержанных прослоев и линз среди глин. Водоносные прослои группируются в интервалы, невыдержанные по простиранию. Снизу II водоносная пачка подстилается плотными глинами, иногда с включениями гидрохимических осадков, залегающими на гипсах кунгурского яруса нижнепермской системы.

I водоносная пачка перекрывается глинистыми породами, залегающими в кровле отложений палеоген-неогеновой системы. Толщина покрышки в пределах структуры изменяется от 0 до 30 м. Минимальные толщины покрышки (2-5 м) отмечены в скважинах 20, 21, 24, 201, 202, 235, 238, 239, 245, 246, 249, 250, 263, 265а, 269, 281, 283, 285, 288, 304, 307, 308, 309, 316, 319. По данным ПФ «Мосгазгеофизика», в скважине 310 отмечается выход I водоносной пачки на поверхность. По ряду скважин (12, 23, 203, 262, 268, 270, 271,276, 284, 303, 318, 320, 338, 350) I водоносная пачка перекрывается маломощными четвертичными отложениями (5-10 м), представленными суглинками, супесями и глинами, местами с прослоями гальки и песка. Водоносными являются гравийно-песчано-галечные породы, переслаивающиеся с глинами, в основном опесчаненными, с включениями разного количества разноокатанных галек кремнистых пород. Снизу I водоносная пачка подстилается уфимской толщей глин.

С целью наблюдений за возможными утечками газа в надсолевые проницаемые пласты на территории Канчуринского ПХГ пробурено 8 контрольных скважин: 265а, 302,303, 364, 368 (I водоносная пачка), 301, 363, 365 (II водоносная пачка). Эти скважины используются как для контроля за возможным загрязнением пресноводного комплекса, так и для контроля за герметичностью ПХГ. Регулярные наблюдения по контрольным скважинам (замеры глубин залегания уровней, отбор проб пластовой воды на экспресс - анализ) выполняются сотрудниками геологической службы КУПХГ. [4]

3. Скважины ПХГ, их назначение

1. Поисковые - поиск рифа на сейсмоструктуре, выявление газоносных структур

2. Разведочные - прослеживание и оконтуривание газоносного массива

3. Эксплуатационные - создание или расширение ПХГ, для отбора и закачки газа.

4. Наблюдательные - контроль изменения поля давлений в отбор и закачку газа. На полигоне промстоков - для наблюдения за пластовым давлением, температурой и хим. составом пластовых вод.

5. Контрольные - контроль герметичности ПХГ по верхним водоносным пачкам (терригенные отложения), за возможной миграцией в вертикальном разрезе газа или промстоков.

6. Ликвидированные - скважины, выполнившие свою задачу, с заливкой цементом или установкой герметизирующих цементных мостов.

Рисунок 3.1. Конструкция эксплуатационной скважины

Поглотительные - для закачки промышленных стоков в подошвенные, ниже ГВК, водоносные пласты

Пьезометрические - контроль за изменением пластового давления подошвенных вод в процессе отбора и закачки газа

Конструкция эксплуатационной скважины представлена на рисунке 3.1

Расположение скважин по месторождению представлено на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 Структурная карта по кровле сакмаро-артинского яруса

4. Текущие показатели эксплуатации ПХГ

Показатели ПХГ представлены в таблице 4.1, распределение давления по пласту на конец сезона закачки представлено на рисунке 4.1, распределение давления по пласту на конец сезона отбора представлено на рисунке 4.2.

Таблица 4.1. Показатели развития Канчуринско-Мусинского Комплекса ПХГ

Рисунок 4.1. Карта изобар на конец сезона закачки

Рисунок 4.2. Карта изобар на конец сезона отбора

5. Система сбора и подготовки газа на Канчуринском ПХГ

В состав объекта входят следующие технологические объекты:

- КС-1

- ДКС-2

- ГРП-1, 2

- ГРП-7

- ГРП - 2М

- СП-2

- СП-3

- СП-4.

В состав КС-1 входит:

- узел подключения (УП)

- пылеуловители (ПУ)

- компрессорный цех (КЦ) и вспомогательное оборудование

- газоизмерительная станция (ГИС)

- аппараты воздушного охлаждения газа

- межцеховые коммуникации, вспомогательные системы и устройства. В свою очередь в состав ДКС-2 входит:

- узел подключения, площадка пылеуловителей

- пункт замера газа (ПЗГ)

- компрессорный цех с аппаратами воздушного охлаждения газа

- насосная масел и склад ГСМ

- межцеховые коммуникации

- установка подготовки топливного пускового и импульсного газа (УПТПИГ)

- насосная хозпитьевого водоснабжения (НХППВ)

- автоматизированная система управления технологическими процессами

(АСУ ТП)

- система электроснабжения КЦ и дизельные электростанции (ДЭС)

- вспомогательные системы и устройства

- установка комплексной подготовки газа (УКПГ)

- цех разделения и выветривания конденсата (ЦРВК)

- азотной установки

- блочной компрессорной станции (БКС). В состав УКПГ входит:

- канчуринский технологический корпус с площадкой теплообменников и площадкой переключающей арматуры (ППА)

- мусинский технологический корпус с площадкой теплообменников и площадкой переключающей арматуры

- площадка печей подогрева газа

- площадка свечного сепаратора и свеча рассеивания.

При отборе, газ из хранилища по индивидуальным шлейфам скважин подается на промплощадку, далее на установку комплексной подготовки газа, где проходит осушку и очистку от влаги и механических примесей в соответствии с техническими условиями на газ природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным трубопроводам.

Затем природный газ, подается для подогрева на площадку печей подогрева газа, и замеряется на УЗРГ. Затем природный газ, прошедший подготовку, подается для транспортировки потребителям в газопровод-отвод из этих же газопроводов осуществляется закачка газа в ПХГ.

Количество технологических потоков и их назначение.

Технологический процесс закачки газа состоит из двух технологических потоков:

· компримирование газа КЦ;

распределение газа в ПХГ.

Технологический процесс отбора газа состоит из трех технологических потоков:

· отбор природного газа из ПХГ;

· подготовка газа на установке комплексной подготовки газа;

· подогрев технологического газа для подачи в магистральный газопровод. Максимальный суточный отбор газа из ПХГ в объеме 55 млн. м³ в сутки, максимальная суточная закачка в ПХГ - 33 млн. м³ в сутки.

Компрессорный цех предназначен для компримирования газа до давления 15 МПа перед закачкой в подземное хранилище.

Компрессорный цех КС-1 представляет собой автоматизированные газоперекачивающие агрегаты с центробежным полнонапорным нагнетателем, приводным авиационным двигателем мощностью 6500 кВт и предназначен для компримирования газа до давления 60 кгс/см2 и является I ступенью сжатия ДКС - 2.

Компрессорный цех ДКС-2 (площадка ГПА) представляет собой автоматизированные газоперекачивающие агрегаты с центробежным двухсекционным компрессором, номинальной мощностью 10 МВт.

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции.

Сырьем для закачки и хранения газа в ПХГ является природный газ, поставляемый по магистральным газопроводам. Газ, отбираемый из ПХГ при отборе, насыщен влагой и перед подачей в МГ подготавливается, т.е. очищается и осушается, подогревается и уже после этого направляется в сеть магистральных газопроводов.

Компримирование газа - повышение давления газа с помощью компрессора. На объекте установлены компрессоры, относящиеся к машинам объемного типа - центробежные компрессоры.

Рабочее колесо центробежного компрессора представляет собой диск или же сложное тело вращения, на котором установлены лопатки, расходящиеся от центра к краям диска. Межлопаточный канал в центробежном рабочем колесе, так же, как и в осевом - диффузорный.

Поток газа попадает в рабочее колесо центробежного компрессора, где частицам газа передаётся кинетическая энергия вращающегося колеса, диффузорный межлопаточный канал производит торможение движения частиц газа относительно вращающегося колеса, центробежная сила придаёт дополнительную кинетическую энергию частицам рабочего тела и направляет их в радиальном направлении. После выхода из рабочего колеса частицы рабочего тела попадают в диффузор, где происходит их последующее торможение, с преобразованием их кинетической энергии во внутреннюю.

Компримирование газа производится в две ступени и сопровождается повышением температуры газа. Для охлаждения газа установлены аппараты воздушного охлаждения газа (АВО). Необходимая температура газа после АВО поддерживается соответствующим количеством вентиляторов находящихся в работе. [6]

5.1 Характеристика компрессорной станции

К установке на ДКС-2 ПХГ Канчуринско-Мусинского комплекса на основании Протокола технического совещания по комплексному рассмотрению вопросов развития и эксплуатации Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ от 18-19 декабря 1997 г. Г. Москва приняты агрегаты ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» с газотурбинной установкой на базе двигателя ПС-90ГП-3 и центробежным нагнетателем фирмы ТЕРМОДИН, имеющий параллельно-последовательный принцип работы. Завод-изготовитель НПО «Искра» г. Пермь. Сжатие осуществляется в одном корпусе с помощью двух отдельных секций, соединенных в обвязке ГПА разделительной арматурой для последовательно-параллельной работы. Для Канчуринско-Мусинского комплекса ПХГ максимальная степень сжатия 3.0.

При компримировании работа ступеней нагнетателя принята без промежуточного охлаждения. Проточная часть нагнетателя выбрана с шестью рабочими колесами и компрессор имеет обозначение RC7-4B. ГПА-10 ПХГ-01 «Урал» - блочно-комплектный автоматизированный агрегат, может эксплуатироваться при температуре окружающей среды от минус 45°С до плюс 45°С. Номинальная мощность агрегата 10.0 МВт. Эффективный КПД на муфте приводного вала турбины 34%. Конечное давление 14.7 Мпа. Масса наиболее тяжелой транспортной единицы, не более 45000 кг. Масса ГПА, не более 170000 кг.

Надежность ГПА:

* средняя наработка на отказ не менее 5000 ч;

* ресурс до капитального ремонта не менее 25000 ч;

* ресурс не менее 200000 ч;

* ресурс между текущими ремонтами не менее 12000 ч.

К установке на ДКС-2 ПХГ принято 9 агрегатов, подключенных для параллельной работы.

Так как газ на ДКС-2 с Канчуринского и Мусинского ПХГ в период отбора приходит с разным давлением, компримирование ведется разными группами машин.

Газоперекачивающий агрегат ГПА-10ПХГ-01 «Урал» представляет собой сложную автоматизированную установку в блочно-контейнерном исполнении. Принцип действия агрегата основан на повышении давления газа на выходе из агрегата до уровня, превышающего давление в хранилище при закачке или в газопроводе при отборе.

ГПА состоит из блоков и узлов заводской готовности, монтаж которых производится на месте эксплуатации. Элементы систем жизнеобеспечения ГПА установлены в блоках и узлах.

В качестве привода компрессора в ГПА используется газотурбинная

установка ГТУ-10П (86-00-900-01, 86-00-900-02), входящая в блок силовой БС. ГПА-10ПХГ-01.0000-000, поставляемый по ТУ 3111-057-07504034-2002.

В состав ГПА входят: - турбоблок с ГТУ и компpeccopoм RC7-6B

- система воздухозаборная;

– система подогрева циклового воздуха;

– система выхлопа;

– система маслообеспечения ГТУ;

– система маслообеспечения компрессора;

– система газовая;

– система контроля газовой магистрали;

– блок обеспечения;

– блок управления;

– система охлаждения ГТУ и трансмиссии;

– площадки обслуживания и лестницы;

– система пожаротушения;

В блоках организованы рабочие пространства для работы обслуживающего персонала при проведении профилактических и регламентных работ с агрегатами и аппаратурой. ГПА также оборудован рабочим и аварийным освещением.

Автоматическое управление, регулирование и контроль ГПА при пуске, работе и останове производится системой автоматического управления. Задание режимов работы и контроль состояния ГПА осуществляет оператор с пульта оператора, расположенного в операторном помещении КС.

Система воздухозаборная производит очистку циклового воздуха, снижение шума от работы ГТУ и формирование воздушного потока на входе в ГТУ.

Дополнительная очистка топливного и пускового газа для запуска и работы ГТУ производится фильтрами системы газовой, размещенными на стенах БО и контейнера турбоблока соответственно.

В отсеках БО размещены элементы системы маслообеспечения ГТУ и системы пожаротушения.

На крыше БО установлены аппараты воздушного охлаждения масла, с помощью которых производится охлаждение масла, циркулирующего в системах маслообеспечения ГТУ и компрессора RC7-6B.

Для отвода масла, конденсата, атмосферной влаги, скапливающихся в поддонах под кожухом ГТУ, в отсеке нагнетателя, маслоохладителей, и излишков масла из маслобаков при работе и регламентном обслуживании ГПА предназначена система дренажная. Для обнаружения, сигнализации, оповещения и тушения пожаров ГПА оборудован системой пожаротушения.

Работа ГПА. Перекачиваемый газ по магистральному газопроводу через всасывающий патрубок поступает в центробежный компрессор, где происходит его сжатие и подача через нагнетательный патрубок и далее в контур закачки газа (последовательный режим). При параллельном режиме газ проходит через 2 всасывающих и 2 нагнетающих патрубка. Переключение режимов производится с помощью ручных кранов переключения секций в составе станционной обвязки. Для привода компрессора используется газотурбинная установка ГТУ-10П на базе двигателя ПС-90ГП-3 авиационного типа, использующая в качестве топлива технологически очищенный (перекачиваемый) газ и преобразующая энергию горения топлива в механическую энергию свободной турбины.

Подготовка и подача циклового воздуха двигателя ГТУ обеспечивается системой всасывания, отвод отработанных газов - системой выхлопного тракта.

Топливный и пусковой газ, подготовленный в соответствии с требованиями дополнительно очищаются фильтрами системы подачи топливного и пускового газа.

Подготовка и подача масла для двигателя обеспечивается системой маслообеспечения ГТУ, элементы которой в основном располагаются в блоке обеспечения. С целью обеспечения температурных условий вокруг двигателя, а также для обеспечения шумо- и теплозащиты двигатель помещается в кожух шумотеплоизолирующий (КШТ).

Подготовка и подача масла для компрессора осуществляется системой маслообеспечения компрессора, элементы которой в основном располагаются в турбоблоке. Фильтры очистки масла для удобства обслуживания размещены в отсеке маслоагрегатов блока обеспечения.

Управление, регулирование и контроль по основным параметрам, обеспечение защит, а также представление информации о состоянии ГПА оператору и задание оператором режимов и команд обеспечивается системой автоматического управления (САУ) ГПА.

Наблюдение за работой ГПА производит оператор на пульте дистанционного управления и контроля, установленного в изолированном помещении компрессорной станции. Контрольно-измерительная аппаратура (САУ) ГПА и силовой автоматики размещена в блоке управления. Датчики САУ и исполнительные механизмы размещены в блоках, узлах и системах ГПА.

Запуск агрегата производится турбостартером двигателя, работающем на природном газе. Турбостартер раскручивает вал осевого компрессора ГТУ.

При вращении вала осевого компрессора происходит забор атмосферного воздуха, очистка его воздухоочистительным устройством, сжатие и подача в камеру сгорания. При достижении частоты вращения компрессора двигателя (7200 об/мин) в камере сгорания создается требуемое для запуска двигателя, давление. В камере сгорания топливо (природный газ) смешивается с воздухом и происходит воспламенение смеси от запального устройства, при этом турбостартер автоматически отключается.

Продукты сгорания из камеры сгорания направляются на лопатки турбины газогенератора, а затем по газопроводу - на свободную турбину, где их энергия преобразуется в механическую энергию, передаваемую через трансмиссию на вал компрессора.

Отработанные газы через систему выхлопа ГТУ выбрасываются в атмосферу. [5]

5.2 Закачка газа в подземные хранилища газа

Режим работы ПХГ обусловлен неравномерностью газопотребления. Поэтому объект эксплуатируется в газгольдорном режиме (обеспечивает быстрый переход от режима отбора газа в режим закачки газа и наоборот в течении года). Закачка газа может осуществляться одновременно в два подземных хранилища - Мусинское и Канчуринское суммарным объемом активного газа более 4000000 тыс. м3.

Производительность ГПА в рабочем диапазоне давлений составляет 5-10 млн. ст. м³/сут. в зависимости от выбранного режима работы ЦБН (параллельный или последовательный).

В режиме закачки газ поступает из магистрального газопровода по подводящему газопроводу на установку очистки газа, где очищается от капельной влаги и механических примесей.

После очистки, газ по газопроводу поступает на пункт измерения расхода газа, проходит коммерческий замер и поступает в компрессорный цех.

После компримирования и охлаждения газ по газопроводу поступает на площадку переключающей арматуры, где распределяется по индивидуальным газовым ниткам (шлейфам). Далее газ подается в сборные или газораспределительные пункты где в свою очередь распределяется по эксплуатационным скважинам.

На ГРП или СП выполняются следующие технологические операции:

- регулирование расхода газа каждой скважины;

- ввод метанола;

- исследование скважин в замерном сепараторе.

В цехе шлейфы проходят через запорную арматуру и подсоединяются к объединяющему трубопроводу. Далее газ по объединяющему трубопроводу направляется на ДКС.

Замер расхода газа проводят в замерном сепараторе. Для этого к шлейфу каждой скважины подведен трубопровод соединяющий шлейф с сепаратором. Замер расхода газа ведут по каждой скважине отдельно. В замерном сепараторе газ отделяется от жидкой фазы, выходит с верха сепаратора, проходит через замеряющее устройство и далее направляется в объединяющий трубопровод. Жидкая фаза выходит с нижней части сепаратора, замеряется и также направляется в объединяющий трубопровод.

При закачке обратно в пласт общий газовый поток разделяется на технологические линии, к которым подключены шлейфы скважин.

Для предотвращения гидратообразования через блоки дозирования БРМ подается метанол.

Продувки шлейфов, сброс с предохранительных клапанов, сброс газа из оборудования и трубопроводов при ремонтных работах осуществляется на свечу, через свечной сепаратор.

Для сброса жидкости из трубопроводов и аппаратов при ремонте имеется дренажная емкость.

При попадании в подземное хранилище сжатый газ, имеющий температуру порядка 40 градусов Цельсия, отдает свое тепло вмещающим породам. Этот процесс продолжается и после остановки закачки, давление в подземном хранилище при этом незначительно снижается. По окончанию закачки газа следует режим хранения газа в подземных хранилищах, длительность которого, в основном, зависит от потребностей газотранспортной системы.

При интенсивном процессе закачки газа в подземные хранилища возможно «запирание потока», при этом давление газа на устье превышает давление газа в подземных хранилищах. Данный процесс является динамическим. При достижении максимального давления газа на устье 15 МПа процесс закачки останавливается. [6]

5.3 Описание работы в режиме «Нейтральный (подготовка к осенне-зимнему периоду)»

В режиме «Нейтральный» объекты и оборудование КУПХГ, в том числе и КЦ, отключены запорной арматурой от источников подачи газа (магистральные трубопроводы, пластовые хранилища) для проведения планово-предупредительных мероприятий (ТО, ремонт, настройка и т.д.) по поддержанию работоспособности оборудования. [6]

5.4 Описание работы в режиме «Отбор» Отбор газа из подземного хранилища через сборный пункт

В режиме отбора природный газ от скважин по шлейфам с давлением 15-5 МПа и температурой от минус 10 до плюс 15^оС поступает во входные линии, размещенные в здании. Входные линии предназначены для обеспечения или прекращения подачи газа из шлейфов скважин, продувки шлейфов на свечу, контроля давления, температуры газа и регулирования расхода газа.

На каждой входной линии последовательно предусмотрены:

- линия отвода с дисковой задвижкой с ручным приводом, через которую выполняется сброс газа в продувочный коллектор СП 4;

- кран с пневмоприводом, для автоматического отключения шлейфа в аварийных ситуациях;

- линия впрыска метанола, на которой установлены обратный клапан и клана запорный;

- узел учета газа для замера, отбираемого и закачиваемого газа (реверсивного исполнения);

- линия отвода в свечной коллектор, на котором установлен клапан запорный и обратный клапан;

- клапан регулирующий электроприводной для автоматического поддержания заданного расхода газа (реверсивного исполнения);

- отвод жидкости в дренажный коллектор с краном;

- кран с пневмоприводом, соединяющий шлейф с коллектором и автоматического отключения шлейфа в аварийных ситуациях;

- кран с пневмоприводом для дистанционного переключения скважин на замерной сепаратор.

Также на входных линиях установлены средства КИП и А, обеспечивающие функции измерения, регулирования, аварийной сигнализации, дистанционного управления и противоаварийной защиты.

Входные линии подключаются к объединяющему трубопроводу цеха. Затем газ по трубопроводу подается на ДКС. На выходе из СП на нем установлен отключающий кран с пневмоприводом. [6]

Описание технологического процесса подготовки газа на УПГ (ДКС) Канчуринского ПХГ в режиме «Отбор»

Подготовка газа заключается в очистке от механических примесей и жидкости в том числе в паровой фазе. Подготовка газа осуществляется методом низкотемпературной сепарации (НТС). Процесс подготовки газа осуществляется установлением оптимального режима работы оборудования технологических линий в пределах значений параметров. При этом системы безопасности, аварийные защиты, предупредительная и аварийная сигнализация и блокировки должны быть взведены (включены). Оптимальный режим выбирает и устанавливает сменный инженер ДКС по согласованию со старшим диспетчером

ПДС исходя из необходимости обеспечения качества газа в соответствии с СТО

Газпром, задания ПДУ по производительности и давлению, выполнения тех. соглашения с ООО «Газпром трансгаз Уфа» по температуре газа подаваемого в магистральный газопровод.

Для обеспечения требуемого качества газа, технологический процесс низкотемпературной сепарации ведется одним из двух вариантов:

- тремя ступенями НТС;

- одной ступенью НТС.

Вариант с тремя ступенями НТС применяется с начала отбора газа из ПХГ достижения устьевого давления и перехода в режим отбора с дожимом. Ступени распределяются следующим образом:

- На первой ступени снижение температуры газа производится на клапанах-регуляторах КРЭ замерных ниток сборных пунктов газа редуцированием (снижением) давления газа до значений, обеспечивающих снижение температуры до -12⁰С, при этом скорость потока газа не должна превышать 20 м/сек. Первой ступенью НТС являются первичные газосепараторы. Для обеспечения безгидратного режима работы оборудования должен производиться периодический ввод метанола перед КРЭ (автоматический ввод) и перед газосепараторами (ручной ввод) в соответствии со схемой. Периодичность и длительность ввода метанола определяет сменный инженер исходя из факторов, влияющих на создание условий гидратообразования (производительность, влагосодержание в газе, перепад температур на регуляторе (с минуса на плюс), перепад давления на первичном газосепараторе и т.д.).

- На второй ступени снижение температуры газа производится на клапанах-регуляторах редуцированием давления газа до значений, обеспечивающих снижение температуры до -14⁰С при этом также должна контролироваться скорость потока газа не выше 20 м/сек. Второй ступенью НТС являются фильтры-сепараторы. Для обеспечения безгидратного режима работы оборудования должен производиться периодический ввод метанола перед клапанами-регуляторами (ручной ввод) в соответствии со схемой. Периодичность и длительность ввода метанола определяет сменный инженерисходя из факторов, влияющих на создание условий гидратообразования (производительность, влагосодержание в газе, перепад температур на регуляторе, перепад давления на фильтре-сепараторе и т.д.).

- На третьей ступени снижение температуры газа производится на клапанах-регуляторах редуцированием давления газа до значений, обеспечивающих снижение температуры до -20⁰С и давления до 6 МПа при этом также должна контролироваться скорость потока газа не выше 20 м/сек. Третьей ступенью НТС являются низкотемпературные сепараторы. Для обеспечения безгидратного режима работы оборудования должен производиться периодический ввод метанола перед кранами (автоматический ввод) в соответствии со схемой. Периодичность и длительность ввода метанола определяет сменный инженер исходя из факторов, влияющих на создание условий гидратообразования (производительность, влагосодержание в газе, перепад температур на регуляторе, перепад давленияна сепараторе и т.д.).

Перед третьей ступенью установлен рекуперативный теплообменник «газ-газ», который может быть включен в работу для повышения эффективности снижения температуры газа на клапанах-регуляторах. В начале использования теплообменника, он может быть включен с открытыми байпасами для отвода части газа мимо теплообменника. Это ограничивает степень предварительного охлаждения газа для недопущения занижения температуры газа в НТС ниже проектного значения (-20⁰С). Байпас есть как на входе в теплообменник, так и на выходе из теплообменника. Может быть открыт один из байпасов или оба байпаса одновременно по выбору сменного инженера ДКС. В дальнейшем байпасы закрываются, и весь газ идет через теплообменник. В случае выключения из работы теплообменника, сначала открываются байпасные краны и остаются в открытом положении, а потом закрываются краны входа-выхода теплообменника в соответствии со схемой.

Вариант с одной ступенью НТС применяется при отборе с дожимом. Когда устьевое давление на скважинах падает до значений, не обеспечивающих необходимый перепад давления на регуляторах для снижения температуры газа в НТС, в соответствии с проектом вводятся в работу ГПА. Газ на ГПА направляется после фильтров-сепараторов (с давлением ?6,9МПа), дожимается до 10,0МПа и возвращается на вход теплообменников.

Снижение давления и температуры газа происходит только на клапанах - регуляторах перед низкотемпературными газосепараторами. Несовместимость варианта трехступенчатой НТС с режимом отбора с дожимом обусловлена необходимостью подачи газа на вход ГПА с положительной температурой (?0,9⁰С), тогда как при трехступенчатой НТС после фильтров-сепараторов температура газа имеет отрицательные значения. Подготовленный газ отправляют потребителю по магистральному трубопроводу. [6]

Рисунок 5.1. Условная схема устройства Канчуринского ПХГ

Заключение

За время практики я ознакомился с основным технологическим оборудованием, находящемся на скважинах, сборных пунктах, газораспределительных пунктах и дожимных компрессорных станциях, а также с его основным назначением и работой в режимах закачки и отбора на ПХГ. Изучил геолого-физическую характеристику Канчуринского месторождения и историю его разработки. Систематизировал, закрепил и расширил теоретические знания и практические навыки, применяя их при решении производственных задач. Ознакомился с работой мастеров участков и операторов добычи нефти и газа.

В основном я выполнял работы по поручениям мастеров по оформлению нарядов-допусков, занимался распределение документации, а также освоил программу AutoCAD и большую часть времени занимался изучением и редактирование технологических схем и карт.

Список использованной литературы

[1]. Башкирские километры Газпрома. - Уфа: Слово, 2003, - 224 с. илл. [2]. Технологическая схема создания подземного хранилища газа в сакмаро - артинской залежи Канчуринского месторождения Башкирской АССР: отчет/ВНИПИгаздобыча, Саратов, 1968 - 271 с.

[2]. https://ugs.gazprom.ru/

[3]. Формирование исходных данных геоинформации Канчуринско - Мусинского комплекса ПХГ и подготовка каркасной геологической модели продуктивных отложений: Отчет / Газпром геофизика, Москва, 2010 - 200 с.

[4]. Отчет о научно-исследовательской работе: технологический проект циклической эксплуатации с использованием 3D геологической и гидродинамических моделей / Газпром, ВНИПИгаздобыча, Москва - 503 с.

[5]. Общая ПЗ и ТЭ часть «Канчуринско-Мусинский ПХГ» 3912-ЭИ.ПЗ. гл. иженер М.Ю. Мокеев, Зам. ген. дир. по произв-ву В.В. Жмулин, Гл. инж. проектов В.В. Тулузаков.

[6]. Схема закачки и отбора Канчуринского УПХГ: СТО Газпром ПХГ 7.4.3 - 02-2015 - 99 с.

Размещено на Allbest.ru