виміри дебіту газу з визначенням робочого тиску на головці та вибою свердловини ,що не дозволяє визначити продуктивну характеристику пластів та свердловин , в першу чергу, таких як коефіцієнти фільтраційниїх опорів опорів А і В в двочленній формулі фільтрації газу свердловин, абсолютно вільний дебіт. В звязку з тим згадані коефіцієнти у даному випадку встановлені способом їх послідовного підбору , виходячи із дебіту газу, пластового тиску та пластової депресії. Однак результати промислових досліджень малодебітних свердловин слід вважати надто орієнтовними через неточність визначення пластового та вибійного тисків, котрі розраховувались по тисках на головці. Відомо , що таких свердловин на вибої нагромаджується вода і в даному вибійний та пластові тиски необхідно виміряти безпосередньо глибинними манометрами . Відсутність глибинних замірів , очевидно можна пояснити незакономірні скачки пластового тиску в процесі експлуатації по окремих свердловинах, так як величина тисків на їх голівці в певній мірі залежить від висоти стовпа рідини на вибої в різні періоди.
4. Характеристика системи збору і підготовки газу.
Газ , що добувається зі свердловин , збирається в два газозбірних пункти зєднаних між собою 325 мм промисловим колектором довжиною 5500 м.
До УКПГ-1 підключені свердловини 5,8,22,24,25,26,28,29,30,57,63.
Остальниє 8 свердловин (10,53,54,55,58,59,60,64) подключені за допомогою індивідуальних шлейфів до УКПГ-2 . Виключенням є свердловини 58,60 що працюють на один шлейф . Газ із свердловини 10 , що експлуатує два горизонти ( НД-8-НД-9) з допомогою пакера , подається одним шлейфом. а із свердловини 59 , що експлуатує окремо горизонти НД-7 и НД-8 по двум індивідуальним шлейфам.
На УКПГ-1 газ з кожної свердловини спрямовується на очистку в сепаратори 1-ої ступені (С-1) вертикального типу (Ау-1000,Ру-160), після чого поступає в сепаратори 2-ої ступені (С-2) вертикального типу ( Ру-64, Ду-1000), перед яким тиск дроселюється дро 5,39 МПа.
Очищений газ замірюється по кожній свердловині окремо , за виключенням свердловин 23 і 51 що підключені до однієї системи сепараторів. Після заміру газ поступає у внутрішньоплощовий колектор Лу-300 , звідки через загальну замірну ділянку групового пункту і розширювальну камеру В-1 - в газопровід - підключення.
Аналогічна схема збору і підготовки газу і на УКПГ-2 ,що обладнана 4
сепараторами типу Ду-1000, Ру-160 і 4 Ду-1000,Ру-64. Крім того ,на УКПГ передбачена індивідуальний технологічний ланцюг очистки і заміру газу з окремим вхідним колектором , сепараторами С-1 і С-2 і замірними пристроями, до якого може бути підключена будь яка із свердловин при її дослідженні.
Із вихідного колектора Ду-300 частина газу відбирається на отоплення вогневого підігрівача і забезпечення газом колхозу ім.Б.Хмельницкого. Газ,що відбирається для забезпечення колхозу подається на газорегулювальний пункт , де його тиск знижується до 0,3-0,6 МПа,заміряється, одоризується і подається в газопровід.
На визоді з УКПГ-2 передбачен загальний замір газу. Після заміру газ спрямовується по 325 мм промисловому колектору на УКПГ-1 і далі в газопровід Комарно-Самбір(Ду-300) .
Для попередження гідратоутворення на усті газових свердловин і шлейфів передбачена подача інгібіторів за допомогою бачків , розташованих у свердловині.
Для попередження гідратоуворення у арматурі ,трубопроводах і апаратах перед редуциюванням газу передбаченанеперервна подача інгібітора насосами високого тиску. Насичений інгібітор з сепараторів С-2 автоматично видаляється і спрямовується в емності для відстоювання та зберігання.
Для виключення можливого замерзання рідини в сепараторах С-1 і С-2 , а також емностях . передбачени підігрів низу сепараторів і емностей. Підігрів здійснюється горячим газом (80-100 *С) , який нагрівається у вогневому підігрівачі.
На УКПГ-1 використовується система збільшення добичі газу із низьконапірних свердловин за рахунок використання ежекторів конструкції ВНИИГазу ЕГ-1 і надлишкової енергії високонапірних свердловин. В теперішній час , енергія газу свердловин 5,29,57,63 забезпечує збільшення відбору газу свердловин 8,22,24,30.Приріст добичі від використання
ежекторної системи складає близько 6-7,2 і 7-8,4 кгс/см.куб.
Газ з Пинянського родовища по газопроводу-підключенню d=500 мм і L=3505 м подається в газопровід Самбір-Комарно d=300 мм ( або Дроздовичі-Комарно d=500мм) і поступає на КС-Комарно , обладнану ГПА типу ЮГКІ при тиску на вході 5-6 кгс/см , Експлуатація КС можлива при низьких тисках,але не меньше 2 кгс/см.
При подальшій розробці родовища перспективним є застосування ежекторної установки для збільшення дебіту газу з низьконапірних свердловин з використанням енергії свердловин 8,30,29 в яких очікуються високі дебіти газу по горизонту НД-5.
Співробітниками "Львівтрансгаз" запропонована технологічна схема ежектування газу низьконапірних свердловин , яка буде сприяти підвищенню їх видобувних потужностей.
5. Організаційна структура підприємства.
ГПУ « Львівгазвидобування » було створено у 1999 році. В його структуру входить 5 газопромислів : Комарнівський, Стрийський,
Хідновицький, Пасічнянський, Локачинський.
Управління розробляє 35 родовищ та експлуатує понад 400 свердловин. В експлуатації управління також знаходиться 8 установок комплексної підготовки газу , 36 установок попередньої підготовки газу та 3 пункти збору нафти. Окрім того, на балансі « Львівгазвидобування » знаходиться 26 газорозподільних станцій , через які газ надходить до споживачів безпосередньо з родовищ .
За січень- травень 2006 року ГПУ «Львівгазвидобування » видобуло 434 млн.м природного газу і 333 млн.м з яких було видобуто а родовищах Львівської області.
Управління скерувало прогноз видобутку природного газу на 2006 рік з 1,12
млрд.м до 1,97 млрд.м .Плани на 2006 рік передбачають введення в експлуатацію 18 нових свердловин , спорудження 2 утановок підготовки підготовки нафти та 1 утановки з підготовки газу, а також 4 компресорних станцій .
6. Економіка видобування газу і конденсату.
Витрати по видобуванню газу в період подальшої розробки родовища