ало її вигідне розташування на трасі магістральних газопроводів від родовищ СРТО в центр Європейської частини Росії.
У 1992 р. за завданням ГГК "Газпром" була розроблена технологічна схема розширення Пунгінское ПСГ до активного об'єму 6,5 млрд. м 3 . Для прискорення термінів створення газахраніліща була передбачена етапність його розвитку.
На першому етапі, використовуючи існуючі потужності, передбачалося вивести Пунгінское ПСГ на режим циклічної експлуатації з активним обсягом газу 1,2 млрд. м 3 , що дозволило б на 63-65% відрегулювати сезонну нерівномірність газоспоживання і одночасно отримати додаткову інформацію про пласті, необхідну для коригування технологічної схеми.
На другому етапі створення Пунгінское ПСГ передбачалося підключити газосховище до системи МГ з робочим тиском 75 кгс/см 2 (Для підвищення тиску нагнітання), пробурити додатково 75 експлуатаційних свердловин і вивести ПСГ на режим циклічної експлуатації з активним обсягом газу 3,5 млрд. м 3 , максимальної добової продуктивністю на відбір - 35 млн. м 3 /добу. (II черга). p> По третьому етапу (повний розвиток газосховища) проводилося тільки експертна оцінка можливих технологічних показників циклічної експлуатації, технологічна схема не розроблялася.
Основним завданням цієї роботи є розробка названої технологічної схеми і визначення основних показників циклічної експлуатації III черги створення Пунгінское ПСГ.
Показники першого етапу створення та циклічної експлуатації на Пунгінское ПСГ досягнуті. Проведене, також підключення газосховища до системі МГ з робочим тиском 75 кг/см 2 . Отже, в даний час, Пунгінское ПСГ знаходиться на другому етапі створення, хоча буріння експлуатаційних свердловин розпочато, але призупинено через відсутність фінансування.
У перспективі розглядається збільшення максимальної добової продуктивності до 40 млн. м 3 .
Геометричний об'єм сховища оцінюється приблизно в 311,5 млн. м 3 .
За вісімнадцять років експлуатації Пунгінское ПСГ в пласт розміщено 32,8 млрд. м 3 і відібрано 24,8 млрд. м 3 газу (Рис.6.1). Максимальний відбір газу зі сховища склав 2,4 млрд. м 3 в сезоні 1999-2000 р. р. Максимальний тиск у пласті зросла з 4,18 до 6,86 МПа. Різниця в 8 млрд. м 3 викликала підвищення тиску на 2,68 МПа. У відповідно до зростання пластового тиску збільшилася продуктивність сховища на відбір, що перевищила 16 млн. м 3 /добу.
Відсутність власної компресорної станції впливає на режим експлуатації сховища, який характеризується нестабільністю, пов'язаної з коливаннями тиску в магістральному газопроводі. У період відбору нерідко відбувається перемикання на закачування і назад. Значним коливанням підтверджені як величини відборів по місяцях, так і загальний обсяг відбору. Обсяги закачування також характеризуються великою мінливістю.
На балансі Пунгінское ПСГ 37 свердловин, у тому числі 31 експлуатаційна, 1 в капітальному ремонті та 5 спостережних і пьезометріческіх. Експлуатаційні свердловини пробурені в період розробки родовища і до теперішнього часу відпрацювали майже 40 років. Практично по всіх свердловинах проводиться комплекс досліджень, що включають геофізичні дослідження, заміри тисків, дебітів, відбори проб води. Існуюча технологія підготовки газу (двоступенева сепарація), морально і фізично застаріле технологічне устаткування не забезпечують виконання вимог нормативних документів з якості підготовки газу, що подається в магістральні газопроводи.
Актуальність розширення пов'язана з відсутністю сприятливих геологічних умов для створення підземних сховищ поблизу великих споживачів Уралу і вздовж траси магістральних газопроводів. Крім цього, стратегічні запаси газу в Пунгінское ПСГ дозволяють забезпечити подачу газу в транспортну систему при вимушених відключеннях магістральних газопроводів, розташованих по ходу газу до Пунгінское ПСГ і, загалом, підвищують надійність подачі газу і дозволяють оптимізувати режим експлуатації системи газопроводів ТОВ "Тюментрансгаз". br/>
5.1. Схема роботи ПСГ
При режимі закачування газ з магістральних газопроводів надходить у замірний пункт. Після виміру газ подається в компресорний цех, компріміруется до тиску 80-87 кг/см 2 і, після охолодження в АВО, подається на блок вхідних ниток для розподілу по газопроводах-шлейфам і свердловинах і закачується в підземне сховище.
При режимі відбору газ від свердловин ПСГ по шлейфах надходить на блок вхідних ниток, де на установках сепарації вловлюється крапельна волога і мехпримесей. Отсепарирован газ подається на установку осушки газу. Осушка здійснюється висококонцентрованим розчином тега (98,5-99,3%). Після осушки газ заміряється на замірний пункті і, скомпрімірованний в компресорному цеху, після охолодження в АВО, пода...
