Крім того в усіх свердловинах проводився замір тисків на гирлі свердловини взірцевими манометрами. Результати досліджень обробляють і за їх допомогою роблять висновки про характер зміни параметрів пласта по родовищі.

По родовищах Стрийського УПЗГ проводились роботи по капітальному ремонту свердловин.

3.5 Характеристика і аналіз ефективності методів дії на привибійну зону пласта

По ІІ покладу дія на привибійну зону пласта не проводилась, крім свердловини БВ-502 на якій в 1999 році проводились роботи по обмеженню припливу води за допомогою закачки тампонажного розчину (реагенту).

3.6 Характеристика і аналіз ефективності поточного і капітального ремонту свердловин

На Більче-Волицькому газовому родовищі запроектовані роботи поточного ремонту на свердловині БВ-502. Вони виконувались з метою усунення ускладнень в роботі свердловини і забезпечення заданих технологічних показників. Бригада поточного ремонту в 2001 році проводила такі роботи: промивку вибою свердловин, СПКО пласта.

Роботи, проведені на свердловині 502, виявилися успішними, покращився стан привибійної зони пласта і умови виносу газу з вибою свердловини.

Роботи капітального ремонту, які проводились бригадою КРС, на родовищі проводилась на свердловині БВ-502 (ізоляція припливу води). Ці роботи дали відновлення дебіту свердловини до попереднього значення.

4 АНАЛІЗ СИСТЕМИ ЗБОРУ І ПРОМИСЛОВОЇ ПІДГОТОВКИ СВЕРДЛОВИННОЇ ПРОДУКЦІЇ

4.1 Характеристика системи збору і облаштування покладу

Свердловини Більче-Волицького газового родовища, які розробляють горизонт НД-10-НД-12 підключені по шлейфовій системі до УКПГ (ПОЗ)-Держів, де газ проходить попередню очистку, осушку, а далі подається в магістральний газопровід Угерсько-Львів (таблиця 4.1).

Таблиця 4.1 – Техніко-експлуатаційна характеристика шлейфів свердловин горизонту НД-10-НД-12 Більче-Волицького газового родовища

Номер свердловини | Діаметр шлейфа, мм | Товщина стінки, мм | Довжина шлейфа, м | Робочий тиск, МПа

9 | 108 | 5 | 134 | 1,6

18 | 108 | 5 | 650 | 1,6

27 | 108 | 5 | 812 | 1,8

200 | 89 | 4 | 1252 | 1,8

502 | 89 | 4 | 296 | 1,5

505 | 89 | 4 | 1780 | 2,0

508 | 108 | 5 | 1240 | 1,6

510 | 108 | 5 | 1140 | 1,6

516 | 89 | 4 | 358 | 1,5

517 | 76 | 4 | 1184 | 1,6

520 | 108 | 5 | 1400 | 1,6

521 | 76 | 4 | 604 | 1,8

522 | 76 | 4 | 148 | 1,8

На УКПГ-Держів є гребінка (установка відключаючих пристроїв) для даних свердловин, які експлуатують горизонт НД-10, де можливо пускати свердловини на індивідуальний замір, а також на загальний. Далі проходить попередню очистку на установці підготовки газу. Після сепарації газ поступає на установку очистки газу, де він очищується ДЕГом від вологи. На установці очистки газу є абсорбер. Його марка А-1 з технічними даними: Рроб=2,6 МПа, dвн=1200мм, також є блок регенерації діетиленгліколю (ДЕГ) БД-1 з дебітом регенерованого ДЕГу 0,5 м3/год. На блоці регенерації проходить процес випаровування вологи з насиченого ДЕГу. Принцип роботи: насичений ДЕГ в жаровій камері нагрівається до температури t=150 °С, де при такій температурі випаровується волога на випарній колоні. Волога збирається в ємності і вивозиться автомобільним транспортом. Регенерований ДЕГ проходить через теплообмінник, охолоджується, підігріваючи газ на виході з абсорбера і подається охолодженим у верхню частину абсорбера, де він, стікаючи по тарілках абсорбера, повторює свій цикл осушуючи газ від вологи.

Після абсорбера осушений газ поступає на пункт вимірювань витрати газу, а в подальшому – в магістральний трубопровід.

Для запобігання гідратоутворень УКПГ-Держів застосовується метанол. Метанол подається на гребінку перед регулюючим штуцером. ДЕГ доставляється на підприємство за допомогою автомобільного транспорту. Метанол являє собою сильну отруту, яка діє на нервову і судинну системи людини. Випари - вибухонебезпечні.

4.2 Гідравлічний і температурний режими роботи викидних ліній свердловин

Станом на 01.01.2003 р. пластовий тиск горизонту НД-10 складає в середньому по пласті 5,19 МПа. Свердловини працюють при робочих тисках Рбуф=1,29-1,6 МПа. На на кожній свердловині встановлюють регулюючий штуцер, який понижує тиск до 0,5 МПа – вхідний тиск на УКПГ. Температура газу на головці свердловин коливається в межах від +7 до +11 °С – шлейфова температура.

При аварійній зупинці УКПГ, дистанційно закриваються крани на вході та на вході, перед газорозподільчими гребінками свердловин, на вході в магістральні газопроводи, із втравлюванням газу через факельну установку, яка знаходиться на повній відстані від УКПГ.

Таблиця 4.2 – Тиски і температури на гирлі свердловин

№ свердловини | Тиск на гирлі свердловини, МПа | Температура на гирлі, °С

БВ-9 | 1,37 | +11

БВ-18 | 1,36 | +11

БВ-27 | 1,45 | +11

БВ-200 | 1,38 | +7

БВ-502 | 1,38 | +10

БВ-505 | 1,37 | +9

БВ-508 | 1,60 | +11

БВ-510 | 1,43 | +8

БВ-516 | 1,29 | +10

БВ-517 | 1,41 | +11

БВ-520 | 1,42 | +9

БВ-521 | 1,32 | +10

БВ-522 | 1,48 | +11

4.3 Характеристика технології та основного обладнання установки комплексної підготовки свердловинної продукції. Робочі параметри УКПГ

В якості технічних засобів для контролювання параметрів роботи обладнання використовують наступне:

1) для контролю за температурою – термометри технічні ТТ, термоперетворювачі;

2) для контролю тиску – МПХ-4;

3) для сигналізації рівнів в сепараторах-розділювачах, ємностях – датчики рівня РОС-1014;

4) для вимірювання перепаду тиску на насадках сепаратора - перетворювачі ДПП з передачею пневматичного сигналу в сепараторну;

5) для обміну газу – діафрагма ДК з дифманометрами ДСС-712-2-С, газові лічильники із самозаписуючими манометрами МГС-712.

Технологічні схеми УКПГ побудовані із застосуванням повністю герметизованої системи збору, сепарації і