Система підземних сховищ газу Прикарпаття

Вступ

Забезпечення України паливно-енергетичними ресурсами — одне із основних завдань національної економіки, без розв’язання якого неможливе успішне здійснення соціальних, економічних і науково-технічних програм, спрямованих на збереження державної незалежності.

Газова промисловість України бере початок на Прикарпатті - одному з найстаріших нафтогазопромислових регіонів Європи. Перші способи використання попутного газу нафтових родовищ відносяться до початку минулого століття, коли газ почали застосовувати для опалення парових котлів на бурових.

Газифікація України природнім і зрідженим газом розпочалась ще на початку 30-х років ХХ століття, в основному в районах Дрогобицької та Станіславської областей, і розвивалась невисокими темпами. І тільки в післявоєнні роки темпи газифікації зросли.

Загальна довжина магістральних газопроводів, що експлуатуються газотранспортними підприємствами України становить 35 тис км.

Проектна продуктивність газопровідної системи по вхідних газопроводах на кордоні України становить близько 232 млрд. м3. Крім того, через схід України проходить система газопроводів, яка дає можливість транспортувати газ на південь Росії до 30−50 млрд. м3/рік. Україна має можливість транспортувати понад 120 млрд. м3/рік газу до Європи з Росії та понад 30 млрд. м3/рік — на південь Росії. Таким чином, Україна є найбільшим у світі транзитером природного газу.

Світова практика свідчить, що споживання газу є помітно нерівномірним. Найбільшу проблему складає сезонна нерівномірність. Основна причина такої нерівномірності використання газу на опалення житлового і громадського сектору. Результати наукових досліджень свідчать, що найбільш ефективним та економічним способом компенсації сезонної нерівномірності газопостачання є включення в систему газопостачання великих підземних сховищ газу.

Історія підземного зберігання газу розпочинається в 1915 році, коли в Канаді було збудовано перше експериментальне сховище природного газу. Однак промислового значення дане сховище не мало.

Історія підземного зберігання газу на Україні бере свій початок з 1964 року, коли було розпочато закачування газу у водоносні горизонти Олешівської структури. На сьогоднішній день в Україні експлуатується 13 підземних сховищ газу. Загальний об'єм газу складає 35 млрд. м3, кількість свердловин — 1700, потужність КС — 550 тис.кВт. Добова максимальна продуктивність — 0,2 млрд. м3 газу. Таким чином можна сказати, що основними функціями підземних сховищ газу є регулювання або компенсація сезонної нерівномірності газоспоживання, резервування газу з метою підвищення надійності газопостачання споживачів. Результати наукових досліджень свідчать, що для забезпечення надійної роботи системи газопостачання необхідно мати резерви газу від 6 до 12% залежно від конкретних умов (від річного обсягу споживання). При застосуванні ПСГ надійність газопостачання значно підвищується. При відсутності ПСГ та у випадку аварії на магістральному газопроводі населений пункт залишається без газу. При наявності ПСГ — навіть у літній період можливе постачання газом із сховища. Для західного регіону України функції резервування газу з метою забезпечення стабільних експортних поставок вважається однією з основних. Резервування газу має стратегічне значення.

Тому так важливим є створення умов для ритмічної роботи всієї системи газопостачання починаючи із газових промислів, закінчуючи споживачами газу. У випадку наявності ПСГ ця система газопостачання розраховується на постійну середньорічну продуктивність. Це дає змогу зменшити затрати на будівництво магістрального газопроводу, тому що він розраховується на середньорічну продуктивність, а не на максимальну продуктивність, і як наслідок передбачити менший діаметр трубопроводу, з встановлення меншої кількості ГПА на КС.

1. Аналіз розвитку підземного зберігання газу

1.1 Розвиток газової промисловості на заході України

Своїм народженням газова промисловість завдячує нафтовій промисловості. Перші газові родовища були відкриті випадково під час розвідки на нафту. Під час буріння свердловин на нафту деякі з них несподівано викидали фонтан природного газу.

На усіх прикарпатських промислах — у Бориславі, Долині, Східниці та інших — видобування нафти супроводжував природній газ, який вважався шкідливим і випускався в повітря або спалювався. За приблизними розрахунками до 1916 р. тільки в одному Бориславі його було втрачено близько 5млрд м3. Наприкінці 90-х років XIX століття деякі бориславські фірми почали використовувати попутні гази для опалення. До котельних установок були підведені трубопроводи, по яких газ подавався під власним тиском. Однак, незважаючи на очевидні переваги газу, котельні на промислах ще довгі роки опалювалися нафтою.

Перший 700-метровий газопровід у Прикарпатті був збудований у 1910 р. бориславською фірмою «Камілла». Його проклали з бориславського промислу «Клаудіуш» до Дрогобича, завдяки чому топки дрогобицьких нафтопереробних заводів перевели на газ.

Ще у XVII ст. біля села Дашава, біля Стрия, було помічено виходи газу на поверхню землі. Це чудо природи вражало уяву селян. До вогнів, які горіли без диму і кіптяви, вони ставилися з повагою і побоюванням, бо походження голубого вогню залишалося для них таємницею. Буріння у 1920 р. пошукової свердловини на сіль у районі Дашави призвело до відкриття не соляних покладів, а газових, причому з більш значними припливами газу ніж у Бориславі. Дебіт свердловини досягав 3210 м³, газу на добу, а тиск у газоносному горизонті становив 60 атм. У 1921 р. акціонерне товариство «Міжміські газопроводи» розпочало будівництво першого газопроводу для транспортування природного газу з Дашави до Стрия довжиною 14,5 км і діаметром 175 мм. Цього ж року газопровід продовжили до Дрогобича діаметром 225 мм,і довжиною 24,5 км.

Ще одне родовище гагу було відкрито біля села Опари, що розташоване за 20 км від Дрогобича. За запасами газу воно було таким же, як і Дашавське. У 1933 р. фірма «Польмін» пробурила тут перші свердловини. Газові поклади були виявлені на глибині майже 200 м. Перші опарські свердловини мали дебіт по 400 тс. м3 газу на добу. Але бурові роботи через кризу в країнв велися такими ж повільними темпами, як і в Дашаві. Тільки у 1937;1938 рр. їхні обсяги виросли і буровики дістались глибини 390−550 м. У результаті пошукового буріння вдалося виявити два промислово значимі горизонти в Опарах. Буріння йшло повільно із застосуванням ударного методу і до початку 1939 р. вдалося пробурити, точніше продовбати, всього три свердловини. Хоча буріння і виявилось результативним, але говорити про промислову розробку свердловин було передчасно. Так, вихід газу у першій з них, глибина 190 м, тиск 0,1 МПа був невеликим. Лише в 1938 р. з третьої свердловини «Опари — 3» з глибини близько 393,5 м було одержано вихід газу що вже мав промислове значення. Тиск на головці свердловини становив 4 МПа. У 1940 р. розпочато промислову розробку Опарського родовища, побудовано газопровід «Опари-Дрогобич». В цьому році з Опарського родовища вже було видобуто 27,2 млн м3 газу.

Під час Великої Вітчизняної війни нафто-газовидобувні підприємства не припиняли своєї роботи. Окупаційна влада створила у Львові підприємство «Karpaten ?l Aktiengesellschaft — Hauptverwaltung Lemberg» (Карпатське нафтове акціонерне товариство — головне підприємство у Львові). Тривали бурові роботи на родовищах, нові власники збільшили видобування газу з Дашавського і Опарського родовищ, розпочали видобуток газу на Хідновицькому родовищі. У 1941 — 1942 рр. для потреб окупантів був збудований газопровід високого тиску «Опари — Перемишль — Стальова Воля» діаметром 300 ммі завдовжки 210 км. Свою історичну роль цей газопровід відіграв після приходу на ці земрі Радянської влади. Він став першим в історії газової промисловості Європи експортним газопроводом, по якому з 1945 року почались регулярні експортні поставки газу в республіку Польща. Треба підкреслити. Що до середини 70-х років газ до Польщі постачався виключно з прикарпатських родовищ.

У післявоєнний період, майже до 1949 р. включно. На Опарському родовищі продовжуються розвідувальні роботи, завдяки яким було відкрито ще чотири газоносні горизонти. Таким чином, на семи розвіданих газових горизонтах було пробурено 42 експлуатаційні свердловини. Максимального видобутку газу було досягнуто в 1955 р. -472 млн м3.

Опарський газопромисел, як і його історія, залишається в тіні свого історичного попередника — Дашавського родовища. Родовище за потужністю було рівнозначним Дашавському (станом на 01.01.2004 р. з Дашавського родовища видобуто 12,3 млрд. м3, з Опарського — 12,7 млрд. м 3).В історію газової промисловості України Опарський газопромисел увійшов під номером 2 (таку назви він мав згідно зі структурою Всесоюзного тресту «Укргаз» у післявоєнний період).

1.2 Розвиток підземного зберігання газу в Україні

В кінці 50-х, на початку 60-х років Україна була основним газовидобувним регіоном колишнього Радянського Союзу. Задовольняючи потребу в природному газі як внутрішніх споживачів, споживачів Росії, Молдови, Білорусії, Литви і Латвії, так і експортних поставок, вже тоді в зимовий період відчувалось недостатнє постачання газу до великих міст, зокрема Львова, Москви, Києва та ін.

Важливість і потребу створення підземного зберігання газу для безперебійного газопостачання великих промислових центрів була відзначена в постанові Ради Міністрів СРСР № 719 від 8 липня 1959 року. Виконуючи цю постанову, начальник Головгазу О. К. Кортунов видав наказ про прискорення робіт по створенню підземних сховищ газу в районах Москви, Ленінграда і Києва. Через відсутність поблизу цих міст вироблених газових родовищ було прийнято рішення створювати підземні сховища газу у водоносних структурах, зокрема для Києва: спочатку в Олишівській, а потім в Червонопартизанській.

Дослідне нагнітання газу в бат-байоський водоносний пласт Олишівської малоамплітудної структури було розпочате 25 травня 1964 року. Цю дату і прийнято вважати за початок практичних робіт по створенню в Україні дуже важливого напрямку в газовій промисловості - підземного зберігання газу.

Розвиток підземного зберігання газу в Україні можна умовно розділити на 3 періоди.

На першому етапі (1964;1970 рр.) велись дослідно-промислові роботи з створення ПСГ на базі згаданих 2-х водоносних структур, розташованих в Чернігівській області біля траси газопроводу ДКБМ (Дашава — Київ — Брянськ — Москва).

Технологічний проект дослідних робіт створення Олишівського ПСГ був розроблений в московському інституті «ВНИИГаз». Наступна робота з наукового забезпечення впровадження проекту і подальшого технологічного проектування здійснювалось Українським науково-дослідним інститутом природних газів (УкрНДІГаз) в Харкові, де в 1964 році була створена лабораторія підземного зберігання газу.

Завдяки творчій співпраці спеціалістів Харківського інституту, Ніжинської партії Союзбургазу, Київського управління магістральних газопроводів та Укргазпрому згодом було створене згадане Олишівське ПСГ в практично горизонтальному (з нахилом 300) водоносному пласті, з активним об'ємом рівним майже половині загального об'єму газу, що стало унікальним досягненням у світовій практиці спорудження ПСГ.

Другим в Україні сховищем, створеним на базі водоносної структури, стало Червонопартизанське ПСГ, досліджене нагнітання газу в яке розпочато в 1968 році. При цьому перші 3 роки нагнітання здійснювалося за допомогою компресорної станції, розташованої на сусідньому Олишівському ПСГ.

В процесі освоєння і виведення названих сховищ на проектні показники була розв’язана низка науково-технічних проблем: розроблена технологія створення ПСГ у пологозалягаючому (практично горизонтальному) пласті; випробувано застосування поверхнево-активних речовин (ПАР) для формування штучного газового покладу; розроблені і впроваджені конструкції фільтрів для запобігання винесення піску з при-вибійної зони свердловини.

Набутий при цьому виробничий досвід було використано при розширенні згаданого ПСГ, а також при спорудженні нових сховищ у водоносних структурах та обводнених газових пластах.

Перший період розвитку підземного зберігання газу в Україні практично збігається з світовими тенденціями в підземному зберіганні газу при проектуванні і розвитку великих систем газопостачання в США (штати Іллінойс і Айова), у Франції (р-н Парижа і центр Франції), в Росії (біля Москви і Ленінграда), дещо пізніше в Латвії (біля Риги), в Білорусії (Осиповичі), в Узбекистані (біля Ташкенту).

З огляду на це можна стверджувати, що, відставши всього на 10 років у промисловому нагнітанні газу від першого в світі аналогічного типу ПСГ Хершер біля Чикаго, початковий період розвитку підземного зберігання газу в Україні на базі водоносних структур здійснювався практично одночасно з загальноєвропейським та світовим.

Другий період створення ПСГ в Україні охоплює приблизно 1969;1985 роки. В цей період, поряд з розширенням згаданих сховищ, починається створення ПСГ на базі вироблених покладів газових родовищ, з використанням їх для забезпечення надійності експортних поставок газу в країни Центральної та Західної Європи та задоволення потреб газоспоживаючих регіонів України. В 1969 році вперше було проведене дослідно-промислове нагнітання газу в вироблені XIV-XV продуктивні горизонти Угерського родовища. При цьому було використано старий діючий фонд свердловин та наявне облаштування, які використовувались при розробці цього родовища. Одночасно були розпочаті роботи з проектування (з метою створення і розвитку ПСГ) на Опарському газовому родовищі.

Вибір згаданих родовищ для першочергового створення на їх базі ПСГ був обґрунтований необхідністю забезпечення надійності зростаючого експорту газу, розміщенням магістральних газопроводів в безпосередній близькості від них (а самих родовищ від держкордону), а також виснаженням їх запасів і достатньою величиною газонасиченого об'єму пор для створення газосховищ з активним об'ємом кожного до 2 і більше млрд. м3.

Проте початок технологічного проектування створення підземних газосховищ в Україні на базі вироблених родовищ припадає на початок 60-х рр., тобто таке проектування здійснювалося практично одночасно з проектуванням ПСГ на базі водоносних структур. Так, ще в 1963 році в Дрогобицькому ПКТІ під керівництвом інженера О. В. Солецького був складений «Проект розробки дашавського газового родовища» з врахуванням використання його для підземного зберігання супутнього газу з долинського нафтогазового родовища в умовах недостатньої підготовленості споживачів для його приймання. В згаданому проекті передбачувалося нагнітання газу у вироблені поклади Е і Г Дашавського родовища.

Цей доробок було використано пізніше, в 1973 році, коли з ініціативи спеціалістів Стрийського газопромислового управління (ГПУ) Я. С. Кривка, І.М. Петріва, П. М. Натини, Р.Ф. Гімера та ін. і львівських обласних організацій розпочате створення Дашавського ПСГ у виробленому покладі Г з метою забезпечення надійності газопостачання місцевих споживачів. Технологічну схему створення ПСГ в покладі Г виконано в ЦНДВР (цех науково-дослідних і виробничих робіт) Стрийського ГПУ під керівництвом інженера Р.Ф. Гімера за участю Й. С. Павлюха та ін.

Пізніше, в 1974 р, вже в Івано-Франківському інституті нафти і газу під керівництвом Р.Ф.Гімера, було запроектовано розширення Дашавського ПСГ за рахунок приєднання покладу Е і сумісної експлуатації двох покладів.

Технологічне проектування згаданих вище Угерського та Опарського ПСГ було здійснено в 1968;1969 роках УкрНДІГазом під керівництвом д.т.н. П.Т. Шмиглі інженером Є.І. Федоровим та к.т.н. А. В. Барановим спільно з інженерами ЦНДВР Стрийського ГПУ Р.Ф. Гімером, А.І. Ткачуком та Ю. С. Клочком.

З метою наближення наукового забезпечення створеного західного Прикарпатського комплексу підземного зберігання газу в 1974 році. У Львові була створена комплексна лабораторія УкрНДІГазу.

Таким чином, практично з самого початку розвитку підземного зберігання газу в Україні формуються 3 центри для його наукового забезпечення:

§ Харківський — на базі лабораторії (пізніше — відділу) підземного зберігання газу УкрНДІГазу.

§ Львівський — започаткований працями Дрогобицького ПКТІ та ЦНДВР Стрийського газопромислового управління — на базі Львівського комплексного відділення УкрНДІГазу.

§ Івано-Франківський — на базі кафедри нафтогазової гідромеханіки ІФНТУНГ.

Зі створенням комплексної лабораторії, а з 1983 року — комплексного відділення у Львові, підрозділ підземного зберігання газу УкрНДІГазу в Харкові зосередив основну свою увагу на науковому забезпеченні розвитку підземного зберігання газу в північних, східних та південних областях України.

Третій період розвитку підземного зберігання газу починається з середини 80-х років і триває до наших днів. Особливо велика робота була проведена щодо значного збільшення ємності ПСГ та відбору газу з них в другій половині 80-х років. Для різкого збільшення обсягів підземного зберігання газу в Україні передбачалося планом пробурити і запустити в експлуатацію 1161 нагнітально-видобувну свердловину, ввести компресорні цехи сумарною потужністю 355 МВт, збільшивши активну ємність ПСГ на 19 млрд. м3.

1.3 Аналіз формування ПСГ Прикарпаття

В умовах становлення ринкових відносин система газопостачання України має надійно задовольняти попит на газ будь-коли згідно з термінами контрактів, поставляючи споживачам необхідні обсяги природного газу обумовленої якості при визначених тисках в системі газопроводів. Це завдання реалізується зокрема за допомогою мережі підземного зберігання газу.

Для зручності аналізу та планування народного господарства інститутом економіки НАН України запропоновано на території країни виділити шість економічних регіонів: Донеччина, Харківщина, Придніпров'я, Київщина, Причорномор’я, Західна Україна. В ідеальному випадку доцільно було б i мережу підземного зберігання поділити на комплекси і по можливості поєднати із запропонованим районуванням. Проте через тісний технологічний зв’язок підземних газосховищ з магістральними газопроводами, траси яких недостатньо узгоджуються з економічними регіонами країни, комплекси підземного зберігання газу не вдається адекватно розподілити стосовно до заданого регіонування.

Комплектування підземних сховищ природного газу має відповідати таким критеріям:

ь розташування їх в обмеженому регіоні та сполучення між собою газопроводами (локальними чи магістральними);

ь доповнення одне одного з точки зору обумовлених технологічних параметрів (активних об'ємів, продуктивності, тривалості періодів закачування та відбирання газу та ін.).

Зазначеним критеріям комплексування найбільше відповідає Західноукраїнська (передкарпатська) група сховищ, розташована в одному регіоні - Передкарпатті. Підземні сховища Дашава, Опари та Угерсько (горизонти XIV-XV) сполучені системами газопроводу Івацевичі - Долина та Київ — Захід України. Крім того, вони під'єднані до газопроводу Більче-Волиця — Долина, який забираючи газ із ПСГ Більче-Волиця — Угерсько (горизонт XVI) та трьох згаданих, є по суті газопроводом-колектором. Через своє продовження, газопровід Долина-Богородчани, він сполучається з магістральними газопроводами «Союз» та Уренгой — Помари — Ужгород. Названі сховища мають можливість осушувати газ, що з них відбирається, як на своїх установках осушування. так i на установці в Долині.

Підземні сховища газу, створені в виснажених родовищах Прикарпаття (Угерське, Опарське, Дашавське, Богородчанське i Угерсько-Більче-Волицьке) призначені для забезпечення надійності експортних поставок газу в країни Західної Європи, i газопостачання споживачів Західного економічного району країни, в зв’язку з постійним зниженням видобутку газу із родовищ Західних областей України. Як свідчать розрахунки, виконані в УкрНДІГаз, для забезпечення технічної надійності експортних поставок в Західному регіоні країни повинні бути створені підземні сховища газу багатоцільового призначення:

ь для забезпечення сезонної нерівномірності газоспоживання, особливо в холодні зими;

ь для забезпечення подачі газу у випадках аварійних ситуацій на газопроводах;

ь для створення аварійного резерву газу;

ь для забезпечення можливих понадпланових поставок газу.

Загальний активний об'єм газу в цих газосховищах в 1990 році склав 10,75 млрд. м3, з них 7,86 млрд. м3 — для забезпечення об'ємів експортних постачань (без врахування резерву нерозподіленого активного об'єму газу).

Роботи з проектування i створення ПСГ в Західному регіоні України ведуться з 1969 року. Нижче наведені основні показники створення i експлуатації ПСГ Прикарпаття, які подані згідно технологічних схем.

Поряд з приведеними технологічними особливостями, підземні сховища газу, утворені в виснажених родовищах Прикарпаття, мають свої геолого-технічні особливості.

Практично всі виснажені родовища Прикарпаття приурочені до неоднорідних (як по площі, так i по розрізу) колекторів. В результаті, в низькопроникних частинах покладів, утворюються так звані «застійні» зони газосховищ, які не приймають участь в роботі при циклічній експлуатації газосховищ, але які створюють потенційний підпір i які збільшують, в результаті, величину буферного об'єму газу.

Далі наведено короткі характеристики підземних сховищ Прикарпаття, які містять в собі відомості про технологічні показники експлуатації сховищ, їхню коротку геологічну характеристику, приведено фізико-хімічні властивості пластового газу, а також стан фонду свердловин .

1.3.1 Дашавське ПСГ

1.3.1.1 Особливості формування i експлуатації газосховища Підземне сховище газу у виснаженому покладі Г горизонту НД-8 створене в 1973 році згідно технологічної схеми з наступними технологічними показниками:

загальний об'єм газу 630 млн. м3

активний об'єм газу 392 млн. м3

буферний об'єм газу 238 млн. м3

максимальний пластовий тиск 5,57 МПа (56,8 кгс/см2)

мінімальний пластовий тиск 2,26 МПа (23,0 кгс/см2)

число свердловин 19 шт.

Початкові запаси газу покладу Г склали 770 млн. м3, залишкові - 48,7 млн. м3 при пластовому тиску 5,7 МПа (58,8 кгс/см2). Дослідна експлуатація сховища з свердловинами старого фонду почата в 1973 р.

За період 1973;1975 pp. були пробурені 126 експлуатаційно-нагнітальних свердловин i закінчене облаштування ПСГ. Експлуатація ПСГ велась безкомпресорним способом.

В період 1975;1981 рр. об'єми закачування i відбору газу обмежувались тиском в газопроводі чи наявністю ресурсів газу. Підключення ПСГ в 1982 р. до Пукеницької КС забезпечило вивід його на основні проектні показники (загальний і активний об'єм, максимальний пластовий тиск, максимальний добовий відбір).

Підземне сховище газу в покладі Е горизонту НД-8 створюється згідно технологічної схеми дослідно-промислової експлуатації. Схема передбачає наступні показники роботи:

загальний об'єм газу 3660 млн. м3

активний об'єм газу 1700 млн. м3

максимальний пластовий тиск 6,40 МПа (65,5 кгс/см2)

мінімальний пластовий тиск 3,50 МПа (36,5 кгс/см2)

число свердловин 59 шт.

Початкові запаси газу в покладі Е склали 3660 млн. м3, а залишкові запаси газу — 287 млн. м3 при залишковому пластовому тиску 0,53 МПа (5,4 кгс/см2).

Пробна закачка газу в поклад Е була проведена в період 1974;1975 pp., а з 1982 р. почалась його промислова експлуатація з використанням свердловин експлуатаційного фонду.

В «Доповненні до технологічної схеми створення Дашавського ПСГ» передбачалась експлуатація покладів Г і Е як єдиного експлуатаційного об'єкту, з показниками, наведеними у таблиці.

Таблиця 1.3 — Основні технологічні параметри Дашавського ПСГ

До квітня 1986 р. поклади Г і E експлуатувались як самостійні об'єкти газозберігання, а починаючи з липня 1986 р. в них почата закачка газу як в єдиний експлуатаційний об'єкт.

1.3.1.2 Коротка геологічна характеристика родовища

Структура, до якої віднесено ПСГ, по реперу виділеному в горизонті НД-8 являє собою брахіантиклінальне підняття, витягнуте в північно-західному напрямку. Склепіння складки зміщене до південно-східного крила.

Підняття розбито серією повздовжніх i поперечних розломів на ряд рівновеликих блоків, в різній мірі зміщених одних відносно інших в вертикальних i горизонтальних напрямках. Амплітуда зміщень знаходиться в межах від 10 до 15 м.

1.3.1.3 Стан фонду свердловин

Експлуатаційно-нагнітальні свердловини, пробурені у відповідності до технологічної схеми (середньою глибиною від 730 до 780 м) мають двоколонну конструкцію:

324 мм кондуктор опущений на глибину до 80 м, а 245 мм технічна колона — на глибину від 610 до 650 м (в склепіння горизонту НД-8) з підйомом цементу до гирла. Експлуатаційна 168 мм колона опущена до проектної глибини i зацементована до гирла.

Відкриття пластів, в основному, відбувалось перфораторами ПК-103 з розрахунку 20 отв/п.м. В деяких випадках перфорація проведена перфораторами ПКС-80 i ПКС-105. Проектом передбачено спуск 89 мм насосно-компресорних труб до глибини на 10 м вище нижніх отворів перфорації. Фактично свердловини обладнуються 89 і 73 мм насосно-компресорними трубами, які спущені до середини інтервалів перфорації.

Стан експлуатаційного фонду, в основному, задовільний. В деяких свердловинах (66, 116, 118) за даними геофізичних досліджень цемент за експлуатаційними колонами не піднятий до гирла. В деяких свердловинах помічено погане зчеплення цементу з експлуатаційними колонами (сврдл. 152, 156, 179, 157, 184). 3 метою контролю за технічним станом свердловин по всьому експлуатаційному фонду щомісячно проводиться замір міжколонних тисків.

Після закінчення буріння продуктивність багатьох експлуатаційно-нагнітальних свердловин виявлялась значно нижчою проектної величини. Це пов’язано з забрудненням привибійної зони в процесі відкриття пласта.

В результаті проведення на більшості свердловин солянокислої i спирто-соляної обробки за період 1977;1984 pp. продуктивна характеристика свердловин значно покращилась і наблизилась до проектної. Фактично за 1977;1984 pp. коефіцієнт аср змінювався в межах від 0,486 до 0,336, bср — 0,0035−0,0019.

1.3.1.4 Фізико-хімічна характеристика газу Компонентний склад газу в Дашавському ПСГ, одержаний при випробовуванні свердловини 190 (1986 р.), % наведений у таблиці.

Таблиця 1.4 — Відсотковий склад газу Дашавського ПСГ

1.3.2 Угерське ПСГ (XIV-XV гор.)

1.3.2.1 Утворення Угерського ПСГ

Угерське ПСГ створене на базі виснажених ХІV i XV продуктивних горизонтів (по новій класифікації НД-8 і НД-9) нижнього сармату однойменного газового родовища. Розробка XV горизонту почалась в 1948 р., а XIV — в 1951 р. Початковий пластовий тиск (середній для обох горизонтів) склав 7,23 МПа (73,7 кгс/см2). Початковий газоводяний контакт знаходився на однаковій відмітці в обох горизонтах, котра в середньому складала мінус 494 м.

До початку переводу XIV в ПСГ (червень 1969 р.) з нього було відібрано 1930,6 млн. м3 газу і рахувалось на балансі 420,6 млн. м3 запасів газу при тиску 2,02 МПа (20,6 кгс/см2). 3 травня 1971 р. в режим ПСГ переведений XV горизонт. До цього часу з нього відібрано 1020,8 млн. м3 газу. Залишкові запаси по балансу виробничого об'єднання складали 668,2 млн. м3. Пластовий тиск склав 2,62 МПа (26,7 кгс/см2).

Технологічною схемою передбачалось створення ПСГ загальним об'ємом 3,9 млрд. м3 з активним об'ємом 1,95 млрд. м3 при роботі ПСГ в діапазоні пластових тисків від 3,86 до 7,23 МПа. В 1976 р. згідно до затвердженого Мінгазпромом доповнення до технічної схеми, активний об'єм був збільшений до 2,2 млрд. м3 за рахунок зниження мінімального пластового тиску з 3,86 до 3,34 МПа.

До 1978 р. ПСГ було закінчене благоустроєм. Пробурені і обладнані 54 свердловини, побудовані газозбірний пункт, установки підготовки газу і компресорна станція, обладнана 20 ГПА типу 10 ГКН, загальною потужністю 22 МВт.

Не дивлячись на те, що встановлене обладнання забезпечує продуктивність сховища 16,4 млн. м3/добу при робочому тиску 2,8 МПа, фактичні показники, передбачені технологічною схемою, не були досягнуті. Основною причиною цього були великі втрати тиску при розтіканні газу по пласту, що не було враховано технологічною схемою.

1.3.2.2 ПСГ в покладі XVI горизонту Угерського родовища

Можливість використання XVI горизонту як ємності для підземного зберігання газу була доведена ще в 1973 році. В результаті в 1975 році ЦКР Мінгазпрому був доведений «Технологічний проект дослідно-промислових робіт по переводу XVI горизонту Угерського родовища в режим роботи ПСГ, затверджений 7.01.1976. (Протокол бюро ЦКР № 41/75 від 19.11.75 р.) як «Проект створення резервної ємності в XVI горизонті Угерського ПСГ» з максимально можливим об'ємом закачування і відбору газу діючим фондом свердловин (12 одиниць) — 1 млрд. м3.

В межах Угерського родовища XVI горизонт являє собою брахіантиклінальну складку північно-західного (карпатського) простягання, стеля якої знаходиться в районі свердловин 99−102. Складка розбита повздовжніми розломами на окремі блоки. Середня ефективна пористість пісковиків складає 25%, ефективна газонасичена потужність 91,2 м при поверхні газоносності 187 м. Проникність, по даних лабораторних досліджень, рівна 1,0−1,1 Дс. Початкове положення ГВК встановлено на відмітці - 798 м. Поклад масивного типу. Площа газоносності - 24,1 км².

Таблиця 1.6 — Показники експлуатації Угерського ПСГ

Початкові запаси газу складали 35 120 млн. м3 при пластовому тиску 10,25−10,5 МПа і температурі 460С.

Продуктивна характеристика свердловин відрізняється сталістю значень коефіцієнтів фільтраційного опору. Їх значення для «середньої» свердловини рівні а=0,1 і b=0,41.

Режим роботи покладу пружноводонапірний, активно себе проявив після 9-річного періоду розробки покладу. Середній темп обводнення покладу в останні роки склав більше 18 млн. м3/рік.

Дослідне закачування газу було почате в вересні 1974 р. За період з 04.1975 р. по 04.1977 р. в поклад закачали 470 млн. м3 газу і відібрали 524 млн. м3, при цьому тиск в покладі не залишився на рівні 1975 р., а зріс з 14,6Ч105 Па до 16,7Ч105 Па.

Пружній запас покладу XVI горизонту пропорційний гідростатичному тиску і для Угерського покладу рівний 3,04 млн. м3/105 Па.

При значенні максимального тиску в ПСГ 55Ч105 Па i мінімального 15Ч105 Па активний його об'єм складе 3046 млн. м3, буферний — 1370 млн. м3, при цьому газонасичений об'єм газосховища складає близько 90 млн. м3. Фонд експлуатаційних свердловин — 33 одиниці.

1.3.2.3 Коротка геологічна характеристика родовища

Незважаючи на довготривалий період експлуатації сховища (з 1969 р.) технологічні параметри його роботи ще не стабілізувались. Перш за все. ще не встановилась динаміка розподілу пластового тиску по покладах при циклічній роботі ПСГ. Характер цього розподілу залежить, насамперед, від розміщення свердловин на структурі і особливостей геологічної побудови підземної ємності сховища.

Ємність сховища належить горизонтам НД-8 i НД-9 нижнього сармату. Сарматові відклади, охоплюючи нерівності ерозійно-блокової поверхні більш древніх відкладів, утворюють Угерську складку північно-західного простягання. Її розміри відповідають найприпіднятішому блоку Угерської структури в мезозойських відкладах. 3 південного заходу до неї примикає Південно-Угерська складка, яка характеризується меншими розмірами i відокремлена від Угерської невеликим прогином. Далі до південного заходу сарматські поклади зрізуються насувом внутрішньої зони прогину (стебниківський насув). Південно-Угерська структура фіксується тільки по нижніх горизонтах, по горизонту НД-8 представлена тільки північно-східним крилом, а по верхніх горизонтах взагалі зрізується насувом.

На південний схід після невеликого прогину поверхня НД-8 утворює Кавську структуру, а далі на північний захід — Летнянську i Опарську структури. До північного сходу від Угерської структури, також після невеликого прогину, просліджується Більче-Волицька куполоподібна слабовиражена складка.

Як всі сарматські горизонти, НД-8 і НД-9 утворені прошаруванням піскових і глинистих пластів. При цьому пісковитість горизонтів змінюється по площі в широких межах. Місцями горизонти повністю глинисті, а місцями їх пісковитість досягає 70−80%. В межах Угерської структури середньої частини горизонту НД-8 виділяється пачка пісковиків, котра іменується XIV горизонтом.

В межах Кавської структури в середній частині горизонту НД-8, виділяється газонасичена пачка чергування пісковиків і глин, котра іменується XIV горизонтом. Загальна товщина пісковиків тут не перевищує 10 м. На Угерській i Кавській структурах ГВК знаходиться на абсолютній відмітці мінус 495 м.

Розміри газового покладу XV горизонту менші, ніж покладу XIV горизонту. Він контролюється склепінчастою частиною складки. З південно-західної сторони синклінальний прогин, який розділяє Угерське i Південно-Угерське підняття по покрівлі горизонту, опускається нижче ГВК. В склепінчастій частині ГВК знаходиться нижче рівня покрівлі XVI горизонту і цьому склепінчаста частина і цього горизонту газоносна.

1.3.3. Більче-Волицьке ПСГ

1.3.3.1 Стан робіт по створенню сховища

Більче-Волицько-Угерське сховище введено в експлуатацію в 1983 році з використанням старого фонду свердловин. В 1985 р. почато розбурювання площі і облаштування у відповідності до затверджених проектів.

На початок створення ПСГ середній пластовий тиск складав 0,974 МПа. Більче-Волицький поклад находився в розробці з 1949 року по квітень 1983 року. За цей час із покладу добуто 38,73 млрд. м3 газу. Залишкові запаси газу склали 1300 млн. м3.

1.3.3.2 Геолого-промислова характеристика ПСГ

В геологічній будові структури в межах відкритих глибин (до 3000 м) приймають участь палеозойські, мезозойські (юрські i крейдові) і кайнозойські (неогенові) відклад Таблиця 1.7 — Технологічні показники експлуатації Більче-Волицького ПСГ

Більче-Волицький поклад відноситься до двох припіднятих блоків: Більче-Волицького і Держовського. Початкове положення ГВК відбивалось на відмітках мінус 794−801 м. Північно-західна i південно-східна межа покладу визначається положенням ГВК. З інших боків поклад обмежується тектонічними порушеннями. В межах Більче-Волицького блоку поклад нагадує прямокутник з розмірами 4Ч9,5 км, до якого зі сходу прилягає частина покладу, що відноситься до Держовського покладу. Початкова площа газоносності Більче-Волицького покладу складає 48, 4 км², висота покладу 138 м. Kpiм цього, в розрізі Більче-Волицької площі зустрічаються окремі газонасичені пласти пісковика товщиною 1−2 м, які не мають широкого розповсюдження по площі, тобто являють собою невеликі лінзи. Геологічна будова Більче-Волицької структури являється неоднорідною i складною, що створює відповідний вплив на режимні показники і герметичність ПСГ.

2. Характеристика ОПАРСЬКОГО виробничого управління підземного зберігання газу

2.1 Аналіз формування Опарского ПСГ

2.1.1. Особливості формування i експлуатації газосховища

Опарське газове родовище розміщене в Дрогобицькому районі Львівської області. Район розміщення родовища являє собою рівнину. Її поверхня має нахил з південного заходу на північний схід. поступово переходячи в північному напрямі в Придністровську низовину. Гіпсометричні відмітки поверхні змінюються від +265 до +304 м.

Клімат району помірний з трохи підвищеною вологістю. Середньорічна температура складає +7,6°С. Середньорічна кількість опадів — 600−700 мм.

Родовище відкрито в 1938 році бурінням свердловини 0−1, з якої в 1940 р. був отриманий промисловий притік газу. Буріння експлуатаційних свердловин проводилось з 1940 до 1951 pp. Всього було пробурено 42 свердловини.

Запаси газу Опарського родовища вперше були підраховані Н.Д.Еліним в 1949 р. об'ємним методом i оцінювались в 10,9 млрд. м3 по всіх шести горизонтах, в тому числі по I, II i III горизонтах — 6,71 млрд. м3.

ГКЗ СРСР затвердила запаси газу в кількості 8720 млн. м3 по категоріях, А + В, в тому числі по I, ІІ i ІІІ горизонтах — 5371 млн. м3.

Останній підрахунок запасів газу по розглядуваних горизонтах проводився в 1976 р. Львівською КНДЛ УкрНДІГазу при складанні «Доповнень до проекту дорозробки Опарського родовища». Підрахунок запасів газу в покладах I, II і III горизонтів був проведений об'ємним методом з використанням карт рівних ефективних товщин.

Технологічний проект створення ПСГ в Опарах виконаний на основі завдання Головгазвидобутку, затвердженого заступником міністра газової промисловості 28 квітня 1969 р. За першочергові об'єкти для підземного зберігання були вибрані виснажені IV-VI продуктивні горизонти, які характеризуються порівняно невисокими пластовими тисками, невеликим загальним об'ємом (1−2 млрд. м3), задовільними колекторними властивостями, а відповідно, і продуктивністю свердловин.

Підземне сховище газу створене у вичерпаних четвертому (глибина залягання 620 м), п’ятому (720 м), і шостому (830 м) горизонтах Опарського газового родовища. Основні технологічні параметри сховища наведені в таблиці 2.1

Таблиця 2.1 — Основні технологічні параметри Опарського ПСГ

2.1.2 Загальна характеристика Опарського ВУ ПЗГ Опарске ВУ ПЗГ призначене для закачування газу в підземне сховище зберігання газу (далі ПСГ) у весняно-літній період, а також для відбору газу із ПСГ, його очищення, осушення, компримування і подачі в магістральний газопровід в осінньо-зимовий період.

На території Опарського ВУ ПЗГ розташовані наступні об'єкти:

1. газозбірна мережа сховища,

2. газозбірні споруди,

3. компресорні цехи № 1,№ 2,

4. пункт заміру газу,

5. об'єкти енергопостачання,

6. об'єкти зв’язку,

7. об'єкти водопостачання,

8. об'єкти каналізації і утилізації стоків,

9. склад ПММ.

Майданчик Опарського ВУ ПЗГ розташований на відстанях 4,6 км на захід від с. Летня, 2,6 км на схід відс. Довге, 3,0 км на південь від с. Опарі. По периметру проммайданчика встановлена бетонна огорожа. На відстані 350 м від компресорного цеху № 2 на північний схід розташований проммайданчик УКПГ Летня «Львівгазвидобування».

2.1.3 Газозбірна мережа сховища

Для забезпечення заданого нагнітання і відбору газу в межах газового родовища облаштовано 76 експлуатаційно-нагнітальних свердловин, а також 9 спостережних, 5 п'єзометричних, 6 контрольно-розвантажувальних.

Кожна свердловина обладнана пригирловим майданчиком для обслуговування арматури, для установки агрегатів під час ремонтних робіт. Пригирловий майданчик обгороджений бетонною огорожею.

Всі 76 експлуатаційно-нагнітальні свердловини обладнані індивідуальними шлейфами, загальна довжина яких складає 70,1 км. Підземна частина шлейфів захищена від корозії двома типами захисту — пасивним (покриття посиленого типу із бітумно-гумової мастики МБР -100) і активним (станція катодного захисту). Надземна частина шлейфів пофарбована олійними фарбами.

2.1.4 Фізико-хімічна характеристика пластового газу

Детальне вивчення складу газу, який залягає в пласті, особливо важливе, оскільки в цьому проекті передбачається підвищення газовіддачі пластів за рахунок закачки інертних газів в пласт i витіснення залишкових запасів газу. Достовірні дані про властивості пластового газу дозволяють точніше моделювати процеси, які будуть мати місце в пласті після закачки інертного газу.

Дані аналізу проб пластового газу І-ІІ і ІІІ горизонтів Опарського родовища показують, що газ I-ІІІ горизонтів. в основному метановий (97,16−99,33%) з незначним вмістом вищих вуглеводнів, СО2 (0,11 — 0,5%) i азоту (0,12−2,22%). Відносна густина газу складає в середньому 0,565.

2.1.5 Газозбірний пункт Газозбірний пункт включає:

— газорозподільну гребінку, через яку газ поступає колектор відбору (в період відбору газу) або у ПСГ (в період закачки по шлейфах в експлуатаційно-нагнітальні свердловини),

— майданчик сепараторів, на якому розміщені 9 газожалюзійних сепараторів ГЖ-1600 та 4 індивідуальні сепаратори заміру газу при відборі ГЖ-800,

— майданчик циклонних пиловловлювачів,

— пункт загального заміру газу, який складається з п’ятизамірних ниток. Основні замірні нитки №№ 1−4 діаметром 400 мм і нитка № 5 діаметром 300 мм, по якій подається газ в газопровід ДКС Опари — ГРС Дрогобич.

2.1.6 Установка осушки газу Осушення газу здійснюється тільки у період відбору газу з ПСГ. Після очищення, газ під тиском близько 5,3−5,3 МПа і температурою 5−15 0С поступає на установку осушення в глікольові контактори, де промивається 98% розчином діетиленгліколю і осушується до точки роси мінус 80С при тиску 4,0 МПа. Осушений газ поступає на дожину компресорну станцію (ДКС), далі на замірну дільницю та в магістральний газопровід. Насичений водою розчин диетиленгліколю виходить з нижньої частини контактора, де дроселюється до тиску 0,6 МПа і поступає в блок регенерації.

2.1.7 Дожимна компресорна станція Компресорна станція призначена для компримування газу при його закачуванні ПСГ, і для подачі осушеного газу через газопроводи підключення в магістраль при його відборі з ПСГ.

Машинний парк компресорної станції складається з 15 поршневих компресорів МК-8, встановлених у цеху № 1 (крило, А — 8 шт, крило Б — 7 шт), і 4 турбокомпресорів Ц 6,3 В, встановлених в цеху № 2. Цехи розташовані на одному проммайданчику і мають спільну технологічну схему, яка забезпечує незалежну паралельну роботу компресорних цехів, підключення кожного із резервних турбокомпресорів як в паралельну (одна ступінь стиску), так і в послідовну (дві ступені стиску) роботу до працюючих ГМК. Технологічна схема КЦ 1 і КЦ 2 представлена на листі 1.

2.1.8 Склад паливо-мастильних матеріалів Склад ПММ призначений для зберігання запасу автомобільного палива (бензину і дизпалива) та заправки автотранспорту Опарського ВУ ПЗГ.

Технологія прийому, зберігання та видачі світлих нафтопродуктів зі складу передбачає герметичний злив за допомогою помп з автоцистерни в резервуари, зберігання палива в підземних резервуарах; відпуск палива в баки автомашин паливо роздавальними колонками.

2.2 Аналіз технологічної схеми Опарського ВУ ПЗГ

2.2.1 Технологічне обладнання проммайданчика Обладнання проммайданчика Опарського підземного сховища газу призначене для виконання таких технологічних операцій:

— закачування газу до ПСГ з допомогою газоперекачувальних агрегатів,

— відбір газу з ПСГ,

— транспортування газу до установок підготовки газу,

— підготовка газу до його подальшої подачі в газотранспортну мережу.

Для виконання технологічних процесів очистки газу, осушки, його компримування і охолодження на проммайданчику встановлене наступне обладнання:

— газожалюзійні сепаратори ГЖ-1600−10 шт;

— сепаратори заміру газу ГЖ-800−4 шт;

— пиловловлювачі (V=5,0м3) — 4 шт;

— пиловловлювачі (V=7,3 м3) — 3 шт;

— контактори гліколеві (V=48,0 м3) -8 шт;

— газомотокомпресори МК-8 (V=8,0 м3) — 15 шт;

— газоперекачувальні агрегати ГПА-Ц-6,3В/56 (V=20,5 м3) з двигуном Д-336−2 -2 шт;

— газоперекачулальні агрегати ГПА-Ц-6,3В/125 (V=20,5 м³ з двигуном Д-336−2 2шт;

— апарати повітряного охолодження КЦ-1 АВМ-Г9−6Б3-В (V=14,7 м3) -14шт

— апарати повітряного охолодження КЦ-2 АВМ-Г9−6Б3-В (V=14,7 м3 — 12шт.

2.2.2 Підключення КС до магістрального газопроводу Схема підключення Опарського ВУ ПЗГ через вузол охоронних кранів передбачає відбір і нагнітання газу в наступні магістральні газопроводи:

відбір і нагнітання в газопровід «ДКС Опари — ДКС Угерсько» Ду1000 через кран № 16;

нагнітання в газопровід «ДКС Опари — ГРС Дрогобич» Ду500 через кран № 19, для надійного забезпечення газом споживачів у разі аварійної зупинки КС, передбачено подачу газу безпосередньо з газопроводу «ДКС Опари — ДКС Угерсько» через кран № 14, і через кран № 12 в газопровід «ДКС Опари — ГРС Дрогобич» Ду300 з газопроводу «ДКС Опари — ДКС Угерсько».

Рисунок 2.1? Технологічна схема підключення ДКС Опари .

2.3 Нагнітання газу в ПСГ

2.3.1 Нагнітання газу в пласт без компримування

Нагнітання газу без використання газомотокомпресорів можливе за умови, що мінімальний перепад тисків в пласті і газопроводі повинен становити 0,29 МПа (3 кгс/см2), і проводиться наступним чином. Газ після крану № 22 проходить зону митного контролю кран № 51 -відкритий, кран № 50 — закрити; і поступає на установку очистки газукран № 71 — закритий, крани №№ 72,73,74 — відкриті. Далі газ поступає на вузол заміру газу: крани №№ 45,47 — закриті, кран № 45 — відкритий. З вузла заміру газ подається на вузол відключаючи пристроїв КС на вході в ГЗП (струни): кран № 48 — закритий, кран № 49 — відкритий, засуви №№ 26,27,28,29,37,38,39,40 — відкриті. Зі струн газ поступає у вузол відключаючи пристроїв і замірних діафрагм свердловин (колектор заміру при нагнітанні Ду 100).

2.3.2 Нагнітання газу в пласт із використанням газомотокомпресорів

До вузлу обліку газ рухається аналогічно. Після вузла обліку газу (крани № № 49,236 — закриті), газ поступає через крани №№ 48,237 в колектор всмоктування КЦ 1 Ду 1000. При роботі машзалу «А» відкритий кран № 8, машзалу «Б» — кран № 9.

Компримований газомотокомпресорами газ, пройшовши апарати охолодження газу (температура на виході не більше 400С), двома колекторами Ду 400 подається на вузол відключаючи пристроїв КС на вході в ГЗП (засуви №№ 26,27,28,29 -закриті, №№ 37,37,39,40 — відкриті). Далі аналогічно пункту 2.2.3.

2.3.3 Нагнітання газу в пласт із використаннямтурбокомпресорів Iступені

До крану № 237 газ рухається аналогічно. Для компримування газомотокомпресорами кран № 237 закривають, і газ через кран № 236 (відкритий) поступає у всмоктуючий колектор КЦ 2 Ду1000. З цього колектора газ поступає на вузли завантаження ГПА №№ 1,2. З моменту пуску ГПА працює в режимі «кільце», і газ з нагнітача через агрегатний антипомпажний клапан (АПК) і кран № 6,рухається по малому кільцю колектором Ду 500, до пускового АПОГ (крани №№ 217,220,219-закриті, крани №№ 218,221-відкриті). Охолоджений до норми газ повертається на вхід ГПА. При завантаженні ГПА агрегатний АПК закривається і газ з нагнітача проходить через зворотній клапан, кран № 2 колектором Ду 700 подається до АПОГ першої ступені. Охолоджений газ через крани №№ 234,235 і зворотні клапани подається на вузол нагнітання на вході в ГЗП (крани№№ 226,239-відкриті, АПК 6АР, 6БР-закриті). Від перевищення тиску на I-шій ступені передбачені технологічною схемою чотири СППК, дві запобіжні діафрагми, АПК 6АРпершої ступені, АПК 6БР-загальностанційний.

2.3.4Нагнітанн газу в пласт із використанням турбокомпресорів II-ступені

До крану № 236 газ рухається аналогічно. З колектора Ду 1000 чезез крани №№ 222,223 газ надходить на вхід другої ступені (кран № 1 вузла завантаження ГПА). З моменту пуску ГПА працює в режимі «кільце», і газ з нагнітача через агрегатний антипомпажний клапан (АПК) і кран № 6,рухається по малому кільцю колектором Ду 300 до АПОГ пускового контуру (кран № 230-закритий, крани № 228,231-відкриті). Охолоджений до норми газ повертається на вхід ГПА. При завантаженні ГПА агрегатний АПК закривається і газ з нагнітача проходить через зворотній клапан, кран № 2 колектором Ду 500 подається до АПОГ другої ступені. Охолоджений газ через крани №№ 234,235 і зворотні клапани подається на вузол нагнітання на вході в ГЗП (крани №№ 229,232-закриті, АПК 6ВР-закритий). Від перевищення тиску в колекторі нагнітання передбачений АПК 6ВР.

2.4 Відбір газу з пласта

2.4.1 Відбір газу без компримування Відбір газу з ПСГ самопливом можливий за умови, що мінімальний перепад тисків в пласті і газопроводі повинен становити 0,29 МПа (3 кгс/см2), і проводиться наступним чином. Із свердловин по шлейфах газ надходить у вузол відключаючих пристроїв замірних діафрагм свердловин (колектор заміру Ду 1000). З цього колектора газ поступає в установку грубої очистки газу (ГЖ-1600 — 10 шт, ГЖ -800 -4 шт). Через кран № 33 -відкритий, газ надходить в установку тонкої очистки (7 циклонних пиловловлювачів), по колектору Ду 1000 (крани №№ 45,71,72,74-відкриті, кран № 46-закритий) подається на установку осушки газу. Осушується газ у восьми гліколевих контакторах V=48,0 м³ до точки роси у відповідності з вимогами ГОСТ 51.40−74. Через кран № 47, газ проходить на вузол заміру. Замір проходить по чотирьох основних лініях (крани №№ 59,60,61,62,63,64,65,66-відкриті), і окремій додатковій лінії (крани №№ 59а, 63, а відкриті), для подачі газу у газопровід «ДКС Опари — ГРС Дрогобич». З вузла заміру по трубопроводу Ду1000 (крани № № 48,51 — закриті, крани №№ 49,50,22 — відкриті,) газ подається у МГ «ДКС Опари — ДКС Угерсько».

2.4.2 Відбір газу з застосуванням газомотокомпресорів