Akademia Górniczo-Hutnicza

w Krakowie

WYDZIAŁ WIERTNICTWA NAFTY I GAZU

Sprawozdanie z praktyki eksploatacyjnej-Ośrodek kopalń Ustrzyki Dolne

Wykonał:

Artur Gaweł

WWNiG Rok IV

Wiertnictwo

W Polsce nie stwierdzono dotychczas dużych zasobów ropy naftowej, chociaż to właśnie polskie Karpaty prawie półtora wieku temu były kolebką światowego górnictwa naftowego.

Karpaty i ich przedgórze należą do jednego cyklu rozwoju geosynkliny alpejskiej. Na omawianym obszarze geosynklina ta rozpościerała się między platformą wschodnioeuropejską, a krystalicznym i paleozoiczno- mezozoicznym obramowaniem pra-Karpat od strony południowej. Na południu podłoże wyłania się dziś w formie masywów krystalicznych w Karpatach wewnętrznych (Tatry, Małe Karpaty), na obszarach północnych zaś na powierzchni występują osadowe skały podłoża.

Najniższe kredowe ogniwa fliszu leżą na podłożu dotychczas jeszcze nie poznanym.

Prace poszukiwawcze na przedgórzu w pobliżu Karpat dostarczyły dowodów, że część fliszu, zwłaszcza w części środkowej, leży na utworach mezozoicznych (trias, jura, kreda), ku zachodowi i wschodowi natomiast na utworach paleozoicznych (kambr - perm) i prekambryjskich (archaik ,proterozoik ), a zwłaszcza na skałach krystalicznych.

Cechą charakterystyczną osadów fliszowych w Karpatach jest na ogół ich ciągłość sedymentacyjna , trwająca od dolnej kredy do oligocenu włącznie.

Na obszarze przedgórza Karpat brak jest ciągłości sedymentacyjnej. Kiedy w geosynklinie karpackiej tworzyły się osady dolnej kredy, obszar przedgórza był lądem, gdyż zalew morski rozpoczął się tu dopiero w górnej kredzie, starsze więc utwory podłoża uległy w tym okresie silnej erozji.

W paleogenie na przedgórzu nastąpiła ponownie przerwa sedymentacyjna , gdy w basenie fliszowym nadal gromadziły się osady. Dopiero w neogenie tworzy się na przedpolu Karpat olbrzymie zapadlisko, trwające przez cały ten okres. Karpaty fliszowe są już w tym czasie wydźwignięte i częściowo erodowane, a materiał erozyjny znoszony jest z nich do powstałego zapadliska przedgórskiego (rys. nr 1 )

W budowie geologicznej Karpat na obszarze Polski wydzielono tzw. Karpaty wewnętrzne, do których zalicza się Tatry i Podhale , oraz Karpaty zewnętrzne czyli fliszowe. Pomiędzy tymi jednostkami leży Pieniński Pas Skałkowy (rys. nr 2 ). Sfałdowanie Karpat wewnętrznych nastąpiło pod koniec kredy , zewnętrznych pod koniec trzeciorzędu i w dolnym miocenie.

Skały budujące Karpaty są zbudowane ze skał piaskowcowo-łupkowych wieku kreda-oligocen. Ruchy górotwórcze rozbiły Karpaty na szereg płaszczowinowych jednostek tektonicznych nasuniętych i obalonych w kierunku północnym . Jednostki te to: (rys. nr 2 )

• jednostka magurska

• jednostka dukielska

• jednostka śląska

• jednostka podśląska (węglowiecka)

• jednostka skolska

W Karpatach odkryto łacznie 67 złóz ropy naftowej i 15 złóż gazu ziemnego.

Ze względu na brak znaczących odkryć nowych złóż w Karpatach nastąpił stopniowy regres w wydobyciu ropy naftowej i gazu ziemnego. W 1995 roku wydobyto około 80 tys. ton ropy naftowej (w tym SZGNIG 49 tys. ton , KZGNIG -32 tys. ton) wydobycie to stanowi około 40% wydobycia PGNIG (ZZGNIG wydobył w 1995 roku 99tys. ton ropy naftowej ). Wydobycie SZGNIG stanowi około 26% wydobycia ropy w PGNIG, natomiast wydobycie gazu ziemnego około 36%wydobycia PGNIG (w 1995 roku wydobyto : PGNIG-4 482 mln m³ gazu , SZGNIG- 1 601 mln m³ ).

W latach 1980-1990 prace poszukiwawcze koncentrowały sie na głebokościach 2500-5000 m . Przystapiono do zbadania znanych z Karpat Wschodnich (Ukraina ) głębokich fałdów typu Borysław-Dolina . Wykonano w tym celu m.in. dwa najgłębsze w Polsce otwory wietnicze : Paszowa 1 - 7210 m i Kuźmina 1 - 7541 m . Wiercenia te nie potwierdziły istnienia fałdów wgłębnych , jednak problem ich poszukiwań pozostaje nadal otwarty.

Obszar perspektywiczny polskich Karpat fliszowych wynosi około 19 tys. km². W brzeżnej części Karpat za najbardziej perspektywiczne , poza utworami fliszu , uznać należy podłoże paleozoiczne , zwłaszcza wapienie i piaskowce karbonu dolnego oraz wapienie i dolomity dewonu. W środkowej części Karpat perspektywiczne są utwory mezozoiczne , szczególnie kredowe (piaskowce cenomanu ) i jurajskie (wapienie, dolomity,

piaskowce ). W zapadlisku przedkarpackim w utworach miocenu występuja złóża wysokometanowego gazu ziemnego, a w utworach podłoża miocenu złoża gazu ziemnego i ropy naftowej.

Ropa naftowa występuje w Karpatach w wąskich , przeważnie stromo stojacych , ponasuwanych na siebie i złuskowanych fałdach. Fałdy te poprzecinane są zwykle dyslokacjami podłużnymi i poprzecznymi , tworzacymi bloki.

W Karpatach fliszowych skałami macierzystymi mogącymi generować węglowodory są:

• łupki cieszyńskie -dolna kreda

• czarne łupki wierzowskie - dolna kreda

• czarne łupki grodziskie - dolna kreda

• czarne łupki spaskie - dolna kreda

• czarne łupki lgockie - dolna kreda

• łupki ciemnoszare istebiańskie i inoceramowe - górna kreda

• pstre łupki i łupki cergowske - górny eocen - oligocen

• czarne łupki menilitowe i warstwy grybowskie - górny eocen - oligocen

• warstwy przejściowe od menilitowych do krośnieńskich - oligocen

• ciemne łupki w warstwach krośnieńskich - oligocen

• margle globigerynowe (w niektórych rejonach ) - eocen

Badania geochemiczne świadczą , że w skałach tych w wyniku przeobrażenia substancji organicznej powstała ropa naftowa i gaz ziemny.

Poziomy skał zbiornikowych występują wśród następujących jednostek stratygraficznych :

• piaskowce grodziskie i wierzowskie - dolna kreda

• piaskowce lgockie - dolna kreda

• piaskowce istebniańskie (czarnorzeckie ) - górna kreda

• piaskowce ciężkowickie - eocen

• piaskowce kliwskie , magdaleńskie i cergowskie - górny eocen - oligocen

• piaskowce krośnieńskie - oligocen

Najbardziej zasobne w ropę naftową są dotychczas piaskowce kliwskie występujące wśród łupków menilitowych , piaskowce ciężkowickie oraz piaskowce dolnej i górnej kredy.

W dniach od 12 do 16 .VII. 1999 roku odbywaliśmy praktykę w Ośrodku Kopalń Ustrzyki Dolne, który to ośrodek podlega pod Sanocki Zakład Górnictwa Nafty i Gazu w Sanoku.

Po przywitaniu nas przez kierownictwo ośrodka, oraz omówieniu spraw organizacyjnych dowiedzieliśmy się o organizacji pracy i zadaniach ustrzyckiego ośrodka a także na temat budowy geologicznej tamtego terenu.

Schemat organizacyjny oddziału SZGNiG:

W skład ustrzyckiego Ośrodka Kopalń wchodzą:

• Kopalnia Wańkowa,

• Kopalnia Łodyna,

• Kopalnia Czarna — Rajskie,

• Kopalnia Grabownica,

• Kopalnia Wielopole,

• Kopalnia Mokre,

• Kopalnia Tyrawa — Solna.

• Kopalnia Turze Pole,

• Kopalnia Lublin,

• PMGZ Strachocina,

• Oddział Rekonstrukcji,

• Gazol. Grabownica.

Budowa geologiczna Ośrodka Kopalń Ustrzyki Dolne:

JEDNOSTKA ŚLĄSKA

Największa część Karpat zajmuje jednostka śląska. Od południa przykryta jest przez płaszczowinę magórską, a na północy dochodzi do brzegu Karpat i z tego powodu jednostka ta zwęża się w kierunku zachodnim.

Cechą charakterystyczną jednostki śląskiej jest pełny rozwój utworów fliszowych od dolnej kredy do oligocenu włącznie oraz ich odrębne wykształcenie litologiczne w porównaniu z pozostałymi jednostkami.

Kreda dolna — w obrębie tej serii wydzielono warstwy:

• grodziskie

• wierzowskie.

• lgockie,

• godulskie.

Szczególne znaczenie mają warstwy lgockie i wierzowskie, których skały piaszczyste zawierają ropę naftową, np. W złożu Grabownica.

Kreda górna — reprezentowana jest przez warstwy istebiańskie, zwane także czarnorzeckimi, zawierające w wielu fałdach gaz ziemny lub ropę naftową (złoże Strachocina, Roztoki, Osobnica).

Paleocen — eocen

• piaskowce ciężkowickie,

• warstwy menilitowe z piaskowcami kliwskimi.

Oligocen — reprezentowany przez warstwy krośnieńskie.

W jednostce śląskiej skałami macierzystymi dla węglowodorów są czarne łupki dolnej kredy oraz lupki menilitowe zawierających do kilu procent substancji organicznej.

Część południowo — wschodnia jednostki nazywana jest centralną depresją karpacką, która wypełniona jest warstwami krośnieńskimi.

W jednostce śląskiej odkryto 37 złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, w tym do SZGNiG należą:

1) Sanok Zabłotce,

2) Strachocina,

3) Turze Pole

4) Grabownica.

5) Grabownica Wieś,

6) Stara Wieś,

7) Mokre,

8) Tarnawa — Wielopole,

9) Czarna,

l0) Lipie.

11) Rajskie,

12) Wetlina.

13) Zatwarnica,

14) Bystre.

15) Dwernik.

Złoża od 7 do 15 leża w centralnej depresji karpackiej.

Zwiedzanie Ośrodka intensyfikacji Wydobycia w Sanoku

Ośrodek Intensyfikacji Wydobycia (Serwis Stymulacyjny) jest jedyną jednostką w kraju, wykonującą pełny zakres zabiegów stymulacji wydobycia w otworach wiertniczych. Dysponuje najnowszymi technologiami w zakresie projektowania i przygotowania zabiegów stymulacyjnych. Posiada również nowoczesny zestaw sprzętu zabiegowego, który wraz

• z doświadczoną kadrą specjalistów z uprawnieniami do prowadzenia robót stymulacyjnych, umożliwia sprostaniu większości zadań stawianych przed nowoczesnym serwisem stymulacyjnym. Działając przez ponad 20 lat doskonalili stosowane technologie, rozbudowywali bazę sprzętowa i zbierali doświadczenia pracując w coraz to nowych warunkach geologicznych, technologicznych i ekonomicznych. Niezależnie od prac stymulacyjnych w górnictwie nafty i gazu, świadczą również usługi dla przemysłu miedziowego, siarkowego, a także na złożach wód geotermalnych. Najnowsze doświadczenia to współpraca z przedsiębiorstwami prowadzącymi działalność w zakresie eksploatacji metanu z pokładów węgla kamiennego.

Serwis Stymulacyjny oferuje następujące usługi stymulacyjne:

• Hydrauliczne szczelinowania

• Szczelinowania cieczą kwasującą

• Kwasowania

• Hydroperforacje kolumn rur okładzinowych

• Wykonywanie szczeliny pionowej w złożu metodą hydroperforacji

• Płukania strefy przyodwiertowej

• Testy chłonności złoża

• Filtrowanie odwiertów wraz z obsypką filtra piaskiem

• Wytłaczanie płynów z odwiertu i wywoływanie produkcji przy użyciu jednostki azotowej `Nitrogen'

• Wytłaczanie płynów z odwiertów zapakerowanych z użyciem urządzenia `Coiled Tubing' i `Nitrogen'

• Wypłukiwanie dyszami zasypów piaskowych, oczyszczanie ścian kolumn rur okładzinowych w obrębie perforacji

• Wyrabianie zbitych zasypów przy użyciu turbowiertu (silnika wgłębnego)

• Wykonywanie z użyciem `Coiled Tubingu' zabiegu kwasowania oraz kwasowania spienionymi przez azot cieczami kwasującymi

Wysoka jakość wykonywanych prac stymulacyjnych zapewnia doskonale przygotowany, posiadający duże doświadczenie personel oraz nowoczesny, dysponujący wysokimi parametrami technicznymi sprzęt zakupiony u renomowanych, światowych producentów takich jak Steward & Stevenson, Hydra Rig, Gardner Denver, TEXAS OIL TOOLS, Quality Tubing Inc., Dowell Schlumberger, CAT. oil, RES, Drexel.

Spełnienie technologicznych i jakościowych wymagań stawianych przez dzisiejsze techniki stymulacyjne zapewniają nowoczesne urządzenia, będące w posiadaniu serwisu Stymulacyjnego. Wyposażenie to zapewnia światowy standard wykonania większości zabiegów stymulacyjnych. Podstawowym zestawem sprzętu zabiegowego są urządzenia firmy Steward & Stevenson, umożliwiające wykonywanie zabiegów hydraulicznego szczelinowania, kwasowania i hydroperforacji.

W skład zestawu wchodzą:

• Zespół czterech agregatów pompowych

• Manifold

• Blender (piaskomieszałka)

• Transporter piasku

• Urządzenia sterująco-rejestrujące parametry zabiegu

Agregaty pompowe

• Silnik pokładowy (Detroit Diesel) 1250 KM

• Pompa trzynurowa (moc hydrauliczna) typ SPM 1100 KM

• Przekładnia Allison DP 8962

• Ciśnienie robocze (max) 15000 PSI (1050 bar)

• Moc hydrauliczna agregatu 1100 KM

• Średnica nurów 5”, 6”

• Wydajność tłoczenia (teoretyczna) przy ciśnieniu:

• 700 at -4,48 BPM (710 l/min)

• 500 at -6,28 BPM (999 l/min)

350 at -8,97 BPM (1427 l/min)

210 at -14,96 BPM (2379 l/min)

Manifold

• Ciśnienie robocze 15000 PSI (1050 bar)

• Połączenie z głowicą odwiertu - podwójne połączenie 3”

• Połączenia wysokiego i niskiego ciśnienia dla 6-ciu agregatów

Blender

Sterowane komputerowo urządzenie mieszające i podające płyn zabiegowy na agregaty pompowe, zamontowane na samochodzie Mercedes.

• Max. wydajność podawania płynów 60 BPM (954 l/min) piasku 7000 kg/min

• Możliwość zaprogramowania w różnych fazach zabiegu wydajności pompowania płynów, koncentracji piasku oraz dozowania substancji chemicznych ciekłych i suchych

Transporter piasku

Pojemnik do transportu oraz podawania materiałów podsadzkowych, zamontowany na naczepie.

• Pojemność 25 ton

• Podnośnikowy system podawania piasku

Urządzenie sterująco rejestrujące

Urządzenie sterująco rejestrujące zamontowane w mikrobusie. Wyposażone w układy pomiaru, monitorowania i rejestracji parametrów technologicznych w czasie zabiegu oraz zdalnie sterujące pracą urządzeń zabiegowych.

Układ pomiarowy rejestruje:

• Gęstość płynu zabiegowego

• Koncentrację piasku

• Ciśnienie w czasie zabiegu

• Ciśnienie na spodzie odwiertu

• Ciśnienie w rurach okładzinowych

• Wydajność tłoczenia

• Ilość wtłaczanych płynów

Rejestracja odbywa się na dysku oraz na taśmie papierowej. Wykorzystując dane rejestrowane w czasie rzeczywistym przy pomocy urządzenia rejestrującego posiadamy możliwość kontroli poprawności przebiegu zabiegu i jego zgodności z projektem technologicznym. Możliwości takie daje nam pakiet oprogramowania do projektowania zabiegów hydraulicznego szczelinowania i szczelinowania cieczą kwasującą FRACPRO. Projektując zbieg przy pomocy pakietu FRACPRO mamy dostęp do najnowszych osiągnięć w dziedzinie wykonywania szczelinowań oraz do bazy danych obejmującej płyny i materiały zabiegowe wykorzystywane przez największe światowe firmy serwisowe. FRACPRO pozwala nam na bieżąco kontrolować przebieg zabiegu oraz zmieniać parametry technologiczne podczas wykonywania zabiegu.

Urządzenie z elastycznym przewodem `Coiled Tubing'

Zestaw służący do zapuszczania elastycznego, stalowego przewodu do odwiertu. Zamontowany jest na naczepie wraz z dżwigiem teleskopowym i wyposażeniem pomocniczym.

• Długość przewodu 4500 m

• Średnica zewnętrzna 5/4”

• Grubość ścianki 2,2 mm

• Ciśnienie robocze 350 bar

• Max. prędkość zapuszczania przewodu 76 m/min

• Zabezpieczenie przeciwerupcyjne prewenter TEXAS OIL TOOLS

Przy wypłukiwaniu wyrabianiu zasypów oraz wykonywania zabiegów kwasowania z urządzeniem współpracuje pompa nurowa Gardner-Denver o maksymalnym wydatku tłoczenia 290 l/min przy ciśnieniu 210 bar oraz maksymalnym ciśnieniu roboczym 700 bar.

Jednostka azotowa NITROGEN

Urządzenie do zatłaczania ciekłego azotu zamontowane na samochodzie Kenworth.

• Pojemność zbiornika ciekłego azotu 2000 Gal (7600 l)

• Pompa kriogeniczna (ciśnienie robocze 700 bar)

• Urządzenie do zamiany ciekłego azotu na gazowy

• Pompa łopatkowa do przetłaczania ciekłego azotu

• Wydajność tłoczenia max. 81,0 m³/min.

• Dodatkowy zbiornik ciekłego azotu zwiększa zdolność robocza urządzenia

Zwiedzanie PMG Husów

Złoże gazu ziemnego Husów znajduje się w południowo-wschodniej części zapadliska przedkarpackiego i związane jest z piaskowcowo-mułowcowymi utworami miocenu autochtonicznego. W rejonie Husowa miąższość miocenu autochtonicznego sięga 300m.

Do tej pory zostało udokumentowane 19 horyzontów gazonośnych.

Horyzont XII występuje pośrodku profilu warstw mioceńskich. Od prekambryjskiego podłoża dzieli go ponad 1400 metrowa seria utworów badenu i sarmatu, nad nimi zaś zalega 1200 metrowej miąższości seria młodszych ogniw sarmatu lub utworów sarmatu z utworami nasunięcia karpacko-stebnickiego.

W układzie przestrzennym horyzont XII tworzy łagodną antyklinę o kierunku osi podłużnej NW-SE o ściętym południowo-wschodnim skrzydle przez nasuniecie karpacko-stebnickie.

Najbardziej elewowane partie występują w części południowej gdzie rzędna stropu wynosi około -845 m p.p.m.

Złoże Husów jest złożem typu warstwowego ekranizowanym od góry i od dołu utworami wykształconymi w postaci łupków. Horyzont XII zbudowany jest głównie z piaskowców od drobno do gruboziarnistych przechodzących w zlepieńce, oraz wkładek mułowców o różnym

stopniu zailenia.

Granice strefy akumulacji są dość złożone. Od strony północnej i północno-zachodniej wyznacza ja kontur wód okalających zalegających pierwotnie na głębokości -997m, obecnie granica ta jest znacznie wyżej.

W części południowo-zachodniej granicę strefy akumulacji wyznacza nasunięcie karpacko-stebnickie, pozostałe zaś granice a więc południowa i południowo-wschodnia są granicami typu litologicznego.

Eksploatacja horyzontu XII prowadzona była do 1983 roku to jest do chwili podjęcia decyzji o przeznaczeniu horyzontu XII na podziemny zbiornik gazu ziemnego. Z horyzontu wyeksploatowano 1 627mln mn³ gazu to jest 81% zasobów pierwotnych. Pozostała część zasobów gazu ziemnego to jest 357,6mln stanowi bufor dla podziemnego zbiornika.

W okresie późniejszym przewiduje się odwiercenie dodatkowo dwóch odwiertów

H-103 i H-104, dla równomiernej pracy napełniania i opróżniania horyzontu magazynowego.

Opis usytuowania kopalni, jej obiektów i urządzeń, stref zwiększonego zagrożenia pożarowego i wybuchowego z określeniem kategorii niebezpieczeństwa wybuchu poszczególnych miejsc i pomieszczeń.

Administracyjnie obszar złoża XII horyzontu położony jest na terenie wsi Husów i Albigowa, gmina Markowa, województwo podkarpackie w odległości 10 km na południowy wschód od Łańcuta. Pod względem morfologicznym obszar złoża jest średnio urozmaicony, pagórkowaty. W kierunku północno-zachodnim biegnie droga państwowa Husów-Albigowa-Łańcut. Obszar na którym występuje horyzont XII złoża Husów jest terenem rolniczym, dobrze rozwiniętym.

Na terenie PZG Husów znajdują się następujące urządzenia podlegające nadzorowi CUG:

• stacja rozdziału gazu

• instalacja osuszania gazu

• gazociągi złożowe do poszczególnych odwiertów

• wyposażenie odwiertów gazowych

Stacja rozdziału gazu

Na terenie stacji rozdziału gazu znajduje się 21 ciągów redukcyjno-pomiarowych.

W skład jednego ciągu wchodzi:

• odcinek redukcyjno-pomiarowy o100 do zatłaczania gazu wraz z zwężką pomiarową

Dn-100, Pn-16,0 MPa, zaworem regulacyjnym Dn-100, Pn-16,0 MPa

• odcinek redukcyjno-pomiarowy o100 do odbioru gazu wraz z zwężka pomiarową Dn-100,

Pn-16,0 MPa

• oddzielacz dwufazowy ODS 140/300

• urządzenie do dawkowania metanolu Prob.-16,0 MPa

• gazociąg umożliwiający obejście separatora przy zatłaczaniu gazu o100

• zawór regulacyjny spustu wody złożowej z oddzielacza

Zbiór gazu z poszczególnych odwiertów następuje do kolektora o500, równocześnie jest to kolektor, którym gaz jest zatłaczany. Zainstalowana automatyka sterowana jest pneumatycznie.

Instalacja osuszania gazu

W skład instalacji wchodzą 3 ciągi technologiczne, każdy o przepustowości 1200mn³/min gazu, Pn-6,4 MPa

W skład ciągu wchodzi:

• 2 szt. oddzielaczy wody złożowej

• kolektor wtrysku glikolu

• 2 szt. oddzielaczy glikolu ODL-70/800

• kolektory o150 obejścia instalacji osuszania

• rurociągi łączące ciągi technologiczne

Parametry pracy instalacji

natężenie przepływu gazu osuszonego -200.000 mn³/h

nominalna przepustowość jednego ciągu -7.200 mn³/h

nominalne ciśnienie instalacji -6,4 MPa

robocze ciśnienie instalacji -5,1-5,3 MPa

temp. gazu na wlocie -293^oK

Gazociągi złożowe

Ze stacji rozdziału gazu, gaz gazociągami złożowymi kierowany jest do poszczególnych odwiertów.

Wyposażenie odwiertów gazowych

Wyposażenie eksploatacyjnych odwiertów gazowych stanowi:

• Głowica eksploatacyjna

• Układ zasuw

• Urządzenie do dawkowania metanolu

• Manometry

Aktualnie na PZG Husów znajduje się 20 odwiertów:

Husów 12g, 16, 22a, 71, 72, 81, 82, 83, 91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, 99, 100, 101, i 102.

W odwiertach :H-91, 92, 93, 94, 95, 96, 97, 98, i 99 zainstalowane są filtry wgłębne uniemożliwiające wynoszenie wraz z gazem piasku z odwiertu.

Odwierty H-16, H-81, 82,i 83 będą odwiertami piezometrycznymi.

Na PZG Husów strefa wybuchu I kategorii nie występuje.

Do strefy zagrożenia I kategorii zaliczamy:

• Odwierty gazowe z pasem ochronnym wewnątrz ogrodzenia

• Urządzenia stacji rozdziału gazu z pasem ochronnym 5 m

• Strefę osuszania gazu z pasem ochronnym 5 m

Wszystkie miejsca i pomieszczenia o zagrożeniu wybuchowym są w terenie oznaczone odpowiednimi tablicami informacyjno-ostrzegawczymi.

W strefie zwiększonego zagrożenia pożarowego znajdują się:

• Odwierty z pasem ochronnym wewnątrz ogrodzenia

• Urządzenia stacji rozdziału gazu z pasem ochronnym 5 m

• Stacja osuszania gazu z pasem ochronnym 5 m

W strefie zagrożenia wybuchowego i zwiększonego zagrożenia pożarowego nie ma obcych urządzeń i budowli.

W strefie zwiększonego zagrożenia pożarowego zabrania się:

• Niecenia ognia

• Wykonywania robót spawalniczych

• Używania otwartego ognia

Strefy zagrożenia ognia są oznakowane tablicami ostrzegawczymi.

Zwiedzanie Kopalni Jodłówka

Również tego dnia odwiedziliśmy kopalnię gazu w Jodłówce, w skład której wchodzi 21 odwiertów (odwierconych było 94 lecz z trzech nie nastąpił wypływ gazu). Zasoby złoża to ok. 5,5 mld Nm
gazu.

Do tej pory (tj. przez 4 łata) wydobyto 720 mln Nm
. Oprowadzający nas pan podał średnią cenę gazu w wysokości 7 groszy, lecz rzeczywista cena waha się w granicach 5 groszy.

Odwierty nie są zbrojone, z kopalni gaz płynie pod pełnym ciśnieniem do kopalni.

Na odwiedzanej przez nas kopalni znajduje się dwustopniowa stacja redukcyjna.

100000 Nm³ gazu zużywane jest na własne potrzeby kopalni.

2 ciągi pomiarowe na niskie i wysokie ciśnienie.

W kotłowni znajdują się 3 kotły o mocach l-~ MW pracują na zmianę, oraz

praca ich jest uzależniona od pory roku.

Gaz z kopalni w Jodłówce za pośrednictwem dalekosiężnych,

wysokociśnieniowych gazociągów przesyłane są do Rzeszowa i Tarnowa

(związane to jest z tym że gaz z odwiertów wydobywa się pod wysokim ciśnieniem i nie potrzeba go dodatkowo tłoczyć).

Pokazana została nam również rozdzielnia główna, gdzie są trzy systemy sterowania tj. za pomocą:

• komputera,

• automatycznie,

• ręcznie.

Na kopalni znajduje się także tłocznia metanolu (można nią tłoczyć również gazolinę w zależności od potrzeby). Jest to osobny budynek do którego klucze posiada kierownik, wszystko to z powodu na groźbę wybuch (dach jest lekką konstrukcją, podłoga wykonana jest ze specjalnego rodzaju tworzyw sztucznych, a po zaświeceniu światła uruchamia się równocześnie wentylacja.

Następnie udaliśmy się do budynku, w którym pokazano nam jak się z jednego miejsca kontroluje całą kopalnie.

Zwiedzanie Kopalni Łodyna:

Srednia głębokość otworów wynosi 600 m. Wydobycie z 40 otworów waha się w granicach 9 ton na dobę.

W odwiertach znajdują się pompy wgłębne R2 i PW R1. Do obróbki używane są maszty o udzwigu 15 ton. Obecnie ropa pompowana jest za pomocą koników, które mają napęd indywidualny lub z kieratu do którego podpinane są po dwa koniki.

W kotłowni technologicznej znajdują się trzy kotły LW40 opalane gazem ziemnym i wytwarzające parę technologiczną. Jest ona zużywana do oczyszczania ropy z wody i lekkich węglowodorów przy podgrzaniu jej do temp. 60^o C. Sterowanie pracą kotłów odbywa się automatycznie. W gazoliniarni kompresyjnej gaz jest oczyszczany z zanieczyszczeń stałuch, wody i gazoliny. Każdy odwiert ma zbiornik z kolektorem ssącym gazu, przez co jest on zasysany do gazoliniarni, gdzie filtr wyłapuje zanieczyszczenia gazu.

Zwiedzanie Kopalni Czarna.

Wycieki ropne w miejscowości były powodem rozpoczęcia wierceń w rejonie Czarnej. Pierwszym odwiertem był otwór Lipie 1 odwiercony w 1935 r. Prace prowadzone w latach 37 — 64 pozwoliły na całkowite odkrycie i udokumentowania złoża Czarna. W okresie tym odwiercono 130 otworów. z czego 21 okazało się negatywnych.

Najgłębszym odwiertem był Czarna 300, osiągną on głębokość 2360.9m „natomiast najpłytszymi były Czarna 24 i 29 odwiercone na głębokość odpowiednio: 420m i 110m.

W profilu złoża Czarna wyodrębniono 11 horyzontów ropnych występujących w warstwach dolnokrośnieńskich. Warstwy krośnieńskie buduje prawie jednolita seria szarych, mikowych, przeważnie drobno ziarnistych piaskowców, które miejscami przewarstwione są szarymi, jasnymi lub ciemnymi lupkami.

Miąższość poszczególnych horyzontów waha się od 10 do 11 Om, zaś porowatość dochodzi do kilku procent.

Ropa ze złoża Czarna ma charakter ropy asfaltowej o kolorze czarno —brunatnym, ciężarze właściwym 0.88 g/cm” W temp. 20⁰C. Gaz natomiast jest gazem gazolinowym o gęstości względnej w granicach 0.86 i średniej zawartości metanu 75%, i o zawartości węglowodorów gazolinowych około 400 g/Nm

Najwyższe wydobycie ropy z tego złoża uzyskano w l95Or. Wyniosło ono 30113 ton. Od tego czasu zaznacza się widoczny spadek wydobycia aż do wartości 706 ton w roku 1995. Od początku eksploatacji do 1995r.na złożu wydobyto łącznie ponad 260000 ton ropy, a także 18500000 Nm
gazu.

Odwiert Sanok1 wykonany został w latach 50 odwiercony na głębokość 900m, ciśnienie wewnątrz otworu ok. 30 atm. Wydobycie gazu następuje przez rurki syfonowe 5/4”.

Wydobywany gaz jest gazem zaazotowanym, w granicach 14% azotu.

Na tym odwiercie gaz jest osuszany, a następnie trafia na odcinek pomiarowy, (pomiaru dokonuje się za pomocą U-rurki). Odczytu dokonuje się mniej więcej raz na dobę, (zależy to od poboru).

Proces osuszania przeprowadza się w kolumnach barbotażowych. Gaz wpływa do zbiornika (który wypełniony jest w 2i”3 glikolem), dołem w ilości 100 Nm
/min. Po wypłynięciu gazu za zbiornik, wyłapywane są cząstki glikolu. które to są transportowane do zbiornika gdzie następuje jego regeneracja. Gaz natomiast przepływa na stację redukcyjno - pomiarową (typ Rawicz), w stacji znajduje się analizator mający za zadanie wskazywanie zawartości azotu w gazie. Można dzięki temu wpływać na zawartość azotu w gazie poprzez załączanie lub odłączanie odwiertów o różnych zawartościach azotu.

Za stacją pomiarowo — rozdzielczą znajduje się urządzenie, które dawkuje środek zapachowy CHT (urządzenie to oparte jest na U-rurce).

.

Zwiedzanie PMG Strachocina.

Pierwsze odwierty wykonane na kopalni Strachocina były od roku 1928.

W latach 48 - 56 odwiercono ok. 40 otworów, ciśnienie złożowe 101 atm. W roku 1980 ciśnienie w złożu spadło do ok. 7 atm. więc rozpoczęto próby magazynowania.

Złoże w Strachocinie jest posiada dwa horyzonty, jest jednak jeszcze trzeci horyzont. który był udostępniony tylko jednym odwiertem. Wydajność w poszczególnych otworach wahała się od 20 do 500 Nm
.

Od 1989 roku wykonywana jest rekonstrukcja odwiertów po 2 — 3 otwory na rok. Przepuszczalność w granicach 15 mD, pierwszy horyzont ma lepsze własności niż horyzont drugi.

Pojemność magazynu ok. 600 milionów Nm³, z czego 100 milionów Nm³ to poduszka dla podtrzymania ciśnienia w złożu.

Złoże ciągnie się na długości 4.5 km i na szerokości ok. 700m.

Wydatek z jakim magazyn może oddawać gaz ze złoża to 500 — 1100 M
/ min.

Spadek produkcji oraz zawodnienie horyzontów był powodem rozpoczęcia prac likwidacyjnych i tak do 1 995r zlikwidowano 102 odwierty. W chwili obecnej w eksploatacji jest 19 odwiertów z czego: 9 jest w eksploatacji, do 2 jest zatłaczana woda złożowa, 1 otwór jest w rekonstrukcji, natomiast 7 obecnie jest likwidowanych.

Eksploatacja prowadzona jest za pomocą pomp wgłębnych gdzie kiwaki napędzane są indywidualnie lub za pośrednictwem kieratu.

Średnie wydobycie w kopalni Czarna wynosi: ropa — 1.5 t/D ; gaz —1 3OONrn~t”D.

Wydobyty gaz jest osuszany na tejże kopalni.

Z jednego odwiertu gaz jest oddawany do atmosfery ze względu na bezpieczeństwo ponieważ otwór znajduje się w lesie.

Woda złożowa po wyeksploatowaniu zatłaczana jest do złoża.

Ropa z tego złoża trafia do Rafinerii Jedlicze oraz do Jasła, a gaz wykorzystywany jest na cele grzewcze przez kotłownie kopalnianą, oraz jest sprzedawany innym odbiorcom.

Zwiedzanie Kopalni Zabłotce

W skład kopalni gazu w Zabłotcach wchodzi 6 odwiertów. Odwiert Sanok 1wykonany został w latach 50, odwiercony na głębokość 900 m, ciśnienie wewnątrz otworu ok. 30 atm. Wydobycie gazu następuje przez rurki syfonowe 5/4”.

Wydobywany gaz jest zaazotowany, w granicach 14% azotu.

Na tym odwiercie gaz jest osuszany, a następnie trafia na odcinek pomiarowy,(pomiaru dokonuje się za pomocą U-rurki). Odczytu dokonuje się mniej więcej raz na dobę, (zależy to od poboru).

Proces osuszania przeprowadza się w kolumnach barbotażowych. Gaz wpływa do zbiornika (który wypełniony jest w 2/3 glikolem), dołem w ilości 100 Nm
/min. Po wypłynięciu gazu za zbiornik, wyłapywane są cząstki glikolu, które to są transportowane do zbiornika gdzie następuje jego regeneracja. Gaz natomiast przepływa na stacje redukcyjno-pomiarową, w stacji znajduje się analizator mający za zadanie wskazywanie zawartości azotu w gazie. Można dzięki temu wpływać na zawartość azotu w gazie poprzez załaczenie lub odłączenie odwiertów o różnych zawartościach azotu.

Za stacją pomiarowo-rozdzielczą znajduje się urządzenie, które dawkuje środek zapachowy CHT

Gaz z kopalni Zabłotce zasila między innymi Zakłady mięsne w Sanoku.

Na kopalni znajduje się również stacja regeneracji glikolu. Regeneracja polega na podgrzaniu go do temp. 150 C, uważając na to aby go ,,nie przepalić”.

W okresie zimy gaz jest podgrzewany za pomocą pieca rurowego, a z niego gaz przepływa na wymienniki.

Woda złożowa transportowana jest do specjalnego zbiornika, z którego to zatłaczany jest do złoża.

.

---