Геологическая разработка месторождения Заречное
Геолого-физическая характеристика, физико-химические свойства и состав пластового газа и воды месторождения Заречное. Наземное устьевое оборудования газовых скважин. Обоснование конструкций фонтанных подъемников и устьевого оборудования скважин.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 29.09.2014 |
| Размер файла | 698,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
Недропользователем на месторождении Заречное является ОГУП (областное государственное унитарное предприятие) «Сахалинская нефтяная компания» («СНК»), которому выдана лицензия на право пользования недрами с целевым назначением и видами работ геологическое изучение и последующая добыча газа на участке недр «Заречная площадь».
Месторождение Заречное входит в группу газовых месторождений в Анивской антиклинальной зоне, из которых добываемый природный газ планируется использовать для теплоснабжения ряда поселков юга Сахалинской области, а также частичной газификации ТЭЦ города Южно-Сахалинска.
Подача Анивского газа на TЭЦ позволит значительно снизить напряженность баланса потребления котельно-печного топлива в регионе, улучшить экологическую обстановку в городе Южно-Сахалинске и газифицируемых поселках при затратах значительно меньших, чем при использовании дорогостоящих привозных углей.
На основании имеющейся информации о геологическом строении месторождения, запасов газа, данных о продуктивной характеристике, параметрах пласта, полученных в результате испытания скважин, выполнены расчеты при стационарных и нестационарных режимах, подсчитаны запасы газа объемным методом по XIIа пласту, произведен расчет суточной нормы расхода метанола и диаметра фонтанных труб.
Представлена оценка технико-экономических показателей разработки по трем вариантам, отличающимся темпами отборов, и режимами разработки.
1. Общая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
Заречное месторождение расположено в южной части острова Сахалин, в северо-восточной прибрежной полосе полуострова Крильон и приурочено к юго-западной части Сусунайской низменности.
В административном отношении оно располагается на территории Анивского района Сахалинской области. Ближайшим населенным пунктом является районный центр г. Анива. С районным центром месторождение соединяется автодорогой, рис. А1 (Приложение А).
Рассматриваемая площадь расположена в бассейне нижнего течения наиболее крупной реки Южного Сахалина Лютоги. Естественную гидросеть района, помимо Лютоги, представляют ее притоки - небольшие реки и ручьи. Орографически Заречное месторождение приурочено к равнинной прибрежной низменности. Это плоская заболоченная, пологая, слабоволнистая поверхность с локальным развитием неглубоких (длиной 2.5 - 3 м) задернованных оврагов. Абсолютные высоты ее не превышают 15 - 18 м.
В сейсмическом отношении Анивский район относится к восьмибальной зоне по шкале Рихтера. Сейсмостанция в г. Южно-Сахалинске в течение года регистрирует несколько толчков силой 3 - 4 балла.
Климат района муссонный, с проявлениями морского (преимущественно в периоды межсезоний). Морозный период устанавливается в конце ноября и длится до начала апреля. Устойчивый снежный покров - с середины декабря до середины апреля. Высота его на равнине не превышает одного метра, в распадках - достигает двух и более метров. Лето короткое дождливое. Преобладающим направлением ветров в течение года является юго-западное. Средняя скорость ветра в зимние месяцы 3.6 - 3.8 м/с, в летние месяцы 2.2 - 2.3 м/с. Среднегодовая температура 4 - 5 ° С.
Экономически район достаточно развит в сельскохозяйственном отношении.
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения
1.2.1 Характеристика геологического строения
Изученный в Анивском прогибе геологический разрез снизу вверх представлен породами складчатого основания палеозой-мезозойского, а отложения собственно прогиба - мелового и кайнозойского возрастов.
Вскрытый скважинами пробуренными в пределах Заречного месторождения, стратиграфический разрез представлен отложениями неогеновой системы.
Нижнемиоценовые отложения представлены нерасчленённой толщей, включающей в себя холмскую и невельскую свиты. В скважине № 1 площади Заречная кровля толщи вскрыта на глубине 1363 м. Представлена чередованием слабокремнистых аргиллитов, туффитов, туфоалевролитов, туфопесчанников. Вскрытая мощность по скважине № 1 Заречной площади составила 50 м.
Верхний миоцен - плиоценовые отложения представлены маруямской свитой вскрытой в интервале О-1363 м. На нижележащих отложениях залегает с угловым и стратиграфическим несогласием. Общая вскрытая толщина составляет 1363 м. По литологическому составу подразделяется на мелководноморскую, нижнемаруямскую - песчано-алевролитовую и субконтинентально - прибрежную вёрхнемаруямскую - алевритоглинисто-песчаную подсвиты. Нижнемаруямская подсвита сложена серыми алевролитами, большей частью песчанистыми, с прослоями рыхлых, мелкозернистых, плохо отсортированных песчаников. Наблюдаются включения гальки и гравийного материала. Верхнемаруямская подсвита в верхней части представлена алевритами, уплотненными песками, глинами, в нижней части разреза: слабосцементированные песчанистые алевролиты, с прослоями глин. В разрезе скважины граница между подсвитами проходит на глубине 748м.
Четвертичные отложения на площади развиты повсеместно, покрывая сплошным чехлом коренные породы. Представлены они делювиальными, аллювиальными и современными морскими отложениями. Мощность современных отложений до 30 м.
Заречное газовое месторожение приурочено к локальной одноименной антиклинальной структуре, которая входит в состав Луговской антиклинальной зоны.
Восточное дизъюнктивное ограничение представляется вторичным, образованным под воздействием Центрально- Сахалинского разлома - ЦСР. Вместе с тем западная образующая антиклинали отделяет Заречную структуру от интенсивно дислоцированной приразломной зоны ЦСР.
На юге Заречная антиклинальная структура через разрывное нарушение кулисно сочленяется с Северным блоком Южно Луговской локальной структуры, на северо-востоке через взброс сочленяется с Благовещенской структурой и на севере через разрыв с Луговской локальной антиклиналью.
Фактически Заречное месторождение выявлено в 1975 году в результате бурения и испытания скважины № 6 Южно-Луговской площади. Были проведены структурные построения и подсчет запасов.
Проведенной в 1999 - 2000 годах сейсморазведкой установлено, что по средней и особенно по нижней частям нижнемаруямского разреза Заречная структура, по сравнению с прежними представлениями, является более контрастным и значительным по размерам локальным поднятием, в пределах которого размещены промышленные скопления газа.
В присводовой части структуры была пробурена поисковая скважина № 1 площади Заречная, которая подтвердила прогноз газоносности месторождения и повлекла за собой необходимость пересчета запасов и некоторых структурных перестроений.
В нижнемаруямской подсвите выделяется шесть продуктивных пластов содержащих промышленные запасы газа. Отметки ГВК определены по данным ГИС, исследования керна и подтверждены результатами испытания скважин, табл. 1.1.
Таблица 1.1
Средние абсолютные отметки ГВК
|
Пласт |
Месторождение |
Перечень номеров скважин. |
Отметка ГВК |
|||
|
По ГИС |
По результатам опрбования скважин |
Принятая для проектирования |
||||
|
9 |
Заречное |
3-Ю-Л 1-Зар |
- -1064 |
-1064 |
-1064 |
|
|
10а |
6-Ю-Л 1-Зар |
-1113 -1113 |
-1113 -1113 |
-1113 |
||
|
11 |
1-Зар |
-1164 |
-1170 |
-1170 |
||
|
12а |
3-Ю-Л 6-Ю-Л |
-1249 -1249 |
- - |
-1249 |
||
|
12б |
3-Ю-Л 6-Ю-Л |
- - |
-1280 -1280 |
-1280 |
||
|
13а |
1-Зар |
-1292 |
-1292 |
-1292 |
Пласт XIIIа залежь газоводяная, пластовая, сводовая с тектоническим ограничением на северо-востоке. Имеет ГВК с отметкой минус 1292 м. Размеры залежи составляют 0.9 х 0.7 км. Высота залежи 27 м, общая толщина пласта колеблется от 23 до 28 м, эффективная газонасыщенная толщина 7.2 - 14.2 м. Площадь газоносности с запасами категории С1 - 554 тыс. м3.
ПластXIIб залежь газовая, пластовая, оводовая, тектонически ограниченная на северо-востоке и юге. Имеет ГВК с отметкой минус 1280 м. Размеры залежи составляют 2.3 х 1.1 км. Высота залежи 60 м, общая толщина пласта колеблется от 35 до 39 м, эффективная газонасыщенная толщина 2.5 - 8 м. Площадь газоносности с запасами категории С1- 970 тыс. м3, категории С2 - 2367тыс.м3.
ПластXIIа залежь пластовая, сводовая, по своей морфологии и структурным параметрам аналогична подстилающей залежи XIIб пласта. Имеет ГВК с отметкой минус 1249 м. Размеры залежи составляют 2.2 х 1.1 км. Высота залежи 44 м, общая толщина пласта колеблется от 22 до 26 м, эффективная газонасыщенная толщина 1.9 - 3.2 м. Площадь газоносности с запасами категории С1 - 2450 тыс. м2.
ПластXI залежь пластовая, оводовая с тектоническим ограничением в северо-восточной части. Имеет ГВК с отметкой минус 1170 м. Размеры залежи составляют 1.2 х 0.8 км. Высота залежи 35 м, общая толщина пласта колеблется от 22 до 25 м, эффективная газонасыщенная толщина 1.5 - 8.6 м. Площадь газоносности с запасами категории С1 - 541 тыс. м3, категории С2 - 729 тыс. м3.
Пласт Xа залежь газовая, пластовая, оводовая с тектоническим ограничением на северо-востоке. Имеет ГВК с отметкой минус 1113 м. Размеры залежи составляют 1.5 х 0.75 км. Высота залежи 28 м, общая толщина пласта колеблется от 17 до 20 м, эффективная газонасыщенная толщина 2.1 - 4.2 м. Площадь газоносности с запасами категории С2 - 894 тыс. м3.
Пласт IX залежь газовая, водоплавающая, состоит из северного свода и южного полусвода, тектонически ограниченных, соответственно, с северо- востока и юго-запада. Имеет ГВК с отметкой минус 1064 м. Размеры залежи в ее северной части составляют; 1.25 х 0.55 км, в южной; 1.7 х 1.1 км. Высота залежи 9 м, общая толщина колеблется от 27 до 32 м, эффективная газонасыщенная толщина - 3.5 м. Площадь газоносности с запасами категории С2 - 519 тыс. м3.
1.2.2 Основные параметры горизонтов
А. Проницаемость, пористость, газонасыщенность
По месторождению Заречное рассматриваемые параметры пласта приняты по данным ВНИГНИ - Тверьгеофизика. Результаты анализа керна скважины №1 Заречная, проведенного лабораторией ВНИГНИ, послужили основой для комплексной интерпретации данных ГИС с привлечением результатов гидродинамических исследований скважин, выполненной в НПЦ «Тверьгеофизика». Параметры используемые для проектирования принимались с учетом данных по скважинам № 3 и № 6 Южно Луговской площади, приводимые Ковальчуком B.C. (1996г.).
Характеристика параметров пласта приводится в табл. 1.2.
Таблица 1.2
Характеристика параметров пласта
|
Методы исследования |
Пласт |
Проницаемость, ·10-3 мкм2 |
Коэффициенты, доли единиц |
||
|
открытой пористости |
газонасыщенности |
||||
|
Интерпретация материалов ГИС |
IX |
1.035 |
0.28 |
0.059 |
|
|
Xа |
2.855 |
0.32 |
0.166 |
||
|
XI |
315 |
0.34 |
0.274 |
||
|
XIIа |
2.029 |
0.31 |
1.174 |
||
|
XIIб |
1.312 |
0.29 |
0.145 |
||
|
XIIIа |
20.33 |
0.29 |
0.127 |
||
|
Интегрированная итерпретация материалов ГИС |
IX |
1.04 |
0.284 |
0.059 |
|
|
Xа |
2.86 |
0.317 |
0.166 |
||
|
XI |
315 |
0.344 |
0.274 |
||
|
XIIа |
2.03 |
0.306 |
1.147 |
||
|
XIIб |
1.31 |
0.291 |
0.145 |
||
|
XIIIа |
20.33 |
0.29 |
0.127 |
||
|
Принятые для проектирования |
IX |
1.04 |
0.29 |
0.121 |
|
|
Xа |
2.86 |
0.32 |
0.166 |
||
|
Методы исследования |
Пласт |
Проницаемость, ·10-3 мкм2 |
Коэффициенты, доли единиц |
||
|
открытой пористости |
газонасыщенности |
||||
|
Принятые для проектирования |
XI |
315 |
0.34 |
0.274 |
|
|
XIIа |
2.03 |
0.31 |
0.147 |
||
|
XIIб |
1.31 |
0.29 |
0.145 |
||
|
XIIIа |
20.33 |
0.3 |
0.18 |
Б. Толщины пластов
Средние значения общей толщины пласта Заречного месторождения составляют: для IX пласта - 30 м, для Xа пласта - 18 м, для XI пласта - 24 м, для XIIа пласта - 24 м, для XIIб пласта - 37 м, для XIIIа пласта - 25.5 м. 3.3.
1.3 Физико-химические свойства и состав пластового газа и воды
1.3.1 Физико-химические свойства и состав пластового газа
Физико-химические свойства и состав пластового газа приводятся по результатам анализа проб газа отобранных при испытании скв. №1 Заречной площади, как скважины пробуренной в наиболее оптимальных структурных условиях. Отбор проб проводился 26.04.00 - 13.09.00 года бригадой ТОО «ГЕЛИКС». Анализ проб газа выполнен химической лабораторией Дальинформгеоцентра.
Компонентный состав газа приведен в таблице 1.3
Таблица 1.3
Компонентный состав газа месторождения Заречное
|
Пласт |
Интервал перфорации |
Объёмное содержание компонентов |
|||||||||
|
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
iС4Н10 |
nC4H10 |
iC5H10 |
N2 |
H2 |
Сумма |
|||
|
XIIIа |
1309-1324 |
95,171 |
0,21 |
0,098 |
0,002 |
0,004 |
0 |
3,989 |
0,526 |
100 |
|
|
XIIб |
1278-1293 |
94,824 |
0,244 |
0,145 |
0,004 |
0,008 |
0,0024 |
4,7772 |
0 |
100 |
|
|
1265-1273 |
95,783 |
0,206 |
0,091 |
0,002 |
0,005 |
0 |
4,573 |
0 |
100 |
||
|
XIIа |
1238-1254 |
95,125 |
0,198 |
0,084 |
0,002 |
0,005 |
0 |
3,929 |
0 |
100 |
|
|
XI |
1184-1191 |
98,553 |
0,101 |
0,1519 |
0,0006 |
0,0007 |
0 |
1,177 |
0,0161 |
100 |
|
|
Xа |
1128-1133 |
98,589 |
0,156 |
0,1114 |
0,0006 |
0,0008 |
0 |
0,95 |
0,192 |
100 |
|
|
1139-1143 |
Физико-химические свойства газа приводятся в табл. 1.4.
Таблица 1.4
Физико-химические свойства газа месторождения Заречное
|
Пласт |
Интервал перфорации |
Абсолютный удельный вес газа, г/см3 |
Относительный удельный вес газа по воздуху |
Приведённое давление, Мпа |
Приведённая температура, оС |
Вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с |
Коэффициент сжимаемости газа |
Объёмный коэффициент газа |
Коэффициент объёмной упругости |
|
|
|
м |
с абс. |
с отн. |
Рпр |
Тпр |
м |
Z |
B |
вг |
|
|
XIIIа |
1309-1324 |
0,6777 |
0,5706 |
2,98 |
1,77 |
0,0186 |
0,879 |
0,00672 |
0,00381 |
|
|
XIIб |
1278-1293 |
0,6971 |
0,5865 |
2,75 |
1,84 |
0,0181 |
0,912 |
0,00753 |
0,00381 |
|
|
1265-1273 |
0,6836 |
0,5755 |
2,75 |
1,38 |
0,0203 |
0,885 |
0,00718 |
0,00381 |
||
|
XIIа |
1238-1254 |
0,6802 |
0,5727 |
2,75 |
1,75 |
0,0273 |
0,879 |
0,00749 |
0,00381 |
|
|
XI |
1184-1191 |
0,6663 |
0,5614 |
2,64 |
1,68 |
210 |
0,852 |
0,00774 |
0,00381 |
|
|
Xа |
1128-1133 |
0,664 |
0,5595 |
2,45 |
1,67 |
0,021 |
0,85 |
0,0074 |
0,038 |
|
|
1139-1143 |
1.3.2 Физико-химические свойства и состав пластовой воды
При испытании скважины № 1 площади Заречная были отобраны пробы воды из XIIIа и XIIб пластов. Анализ проб воды выполнен химической лабораторией Дальинформгеоцентра. Результаты анализа проб воды приводятся в табл. А1.
1.4 Физико-гидродинамическая характеристика
Так как разработка залежей Анивской группы месторождений ведется при газовом режиме, с проявлением по отдельным залежам водонапорного, исследования по вытеснению газа водой на кернах не проводились.
1.5 Результаты испытания скважин
В пределах Заречного месторождения испытание проводилось на скважинах № 3, № 6 Южно-Луговской и № l Заречной площади.
В целом данными испытания скважин подтверждается благоприятный прогноз газоносности IX, Xа, XI, XIIа, XIIб и ХШа пластов, основанный на результатах сейсморазведки, интерпретации ГИС и анализа керна.
В скважинах проводился следующий комплекс исследований замена глинистого раствора на воду с последующим снижением уровня, выполнена очистка скважины на штуцерах различных диаметров, снята индикаторная диаграмма с записью КВД, отобраны пробы газа и воды.
1.6 Запасы свободного газа
Запасы газа Заречного месторождения утверждены заседанием Центральной комиссии Министерства природных ресурсов Российской Федерации по государственной экспертизе запасов нефти, природного газа и газового конденсата по рассмотрению произошедших за 2000 год изменений в запасах природного газа, числящихся на балансе ЗАО «Анивагаз». Протокол утверждения No 87 - 2001 (М) от 12 февраля 2001 года.
По состоянию на 01.01.2001 года запасы составляют:
по категории С1 - 115 млн. м 3;
по категории С2- 120 млн. м 3.
2. Технологическая часть
2.1 Оборудование газовых скважин
2.1.1 Наземное устьевое оборудования газовых скважин
В состав наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.
Фонтанная арматура предназначается для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин (эксплуатационных и нагнетательных).
Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ 13846 - 84. В соответствии с указанным стандартом установлено шесть (рисунок 2.1) типовых схем фонтанной арматуры: четыре - тройниковые, две - крестовые.
По требованию потребителя фонтанная арматура может изготавливаться с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом. Допускается конструктивное объединение нескольких элементов в один блок, включение дублирующих запорных устройств, автоматических предохранительных устройств и запорных устройств с дистанционным управлением.
По заказу потребителя фонтанная арматура может изготавливаться в следующих исполнениях:
а) нормальное (температура рабочей среды от - 40 до +120°С);
б) коррозионно-стойкое: углекислотостойкое K1 (объемная доля CO2 не более 6%); сероводородостойкое К2 (объемная доля CO2 и H2S не более 6% каждого компонента); сероводородостойкое К3 (объемная доля CO2 и H2S свыше 10%, но не более 26% каждого компонента);
в) термостойкое Г (температура рабочей среды свыше 120°С);
г) хладостойкое ХЛ (температура окружающей среды ниже - 40°С).
Рисунок 2.1 Типовые схемы фонтанной арматуры с двумя трубными головками 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка
Трубная головка фонтанной арматуры предназначена для подвески одного или нескольких рядов лифтовых (насосно-компрессорных) труб и используется для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны лифтовых труб подвешивают на резьбе или муфтовой подвеске.
Елка фонтанной арматуры служит для регулирования режима эксплуатации и транспортировки продукции скважины к промысловым установкам, а также для геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств для спуска глубинных приборов и оборудования.
Исполнение елки фонтанной арматуры предусматривается тройниковое (одно- или двухструнное) либо крестовое (двухструнное). На скважинах, перекрывать которые при замене узлов и деталей нежелательно, применяют фонтанную арматуру с двухструнной елкой.
При тройниковой двухструнной елке скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой - по одной из них. По запасным струнам продукцию скважины подают в процессе ремонта рабочей струны или замены штуцерной втулки. Боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола) запасное, а другое - рабочее.
В фонтанной арматуре применяют прямоточные запорные устройства (краны и задвижки), уплотняемые смазкой. Для регулирования режима эксплуатации скважины на боковых струнах елки устанавливают регулируемые или нерегулируемые штуцера со сменной втулкой из износостойкого материала. Соединения деталей и узлов арматуры фланцевые или хомутовые.
Фонтанная арматура с крановыми запорными устройствами предназначена для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также скважин, эксплуатируемых при помощи электропогружных насосов.
С фонтанной арматурой поставляется колонный фланец, устанавливаемый на эксплуатационную колонну условным диаметром от 114 до 168 мм. Запорное устройство арматуры - пробковый кран КППС-65-140 с диаметром проходного отверстия 65 мм в обычном или хладостойком исполнении.
Фонтанная арматура с прямоточными задвижками ЗМС-1 и ЗМАД, служит для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Арматуру собирают по тройниковой и крестовой схемам.
В арматуре, рассчитанной на условное давление 21 и 35 МПа, лифтовые трубы подвешивают на резьбе, а по требованию заказчика - на муфте. В арматуре с рабочим давлением 70 МПа и условным диаметром 50 мм лифтовые трубы подвешивают на резьбе, другие типоразмеры - на лифтовой подвеске. Быстросменные штуцера обеспечивают регулирование режима работы скважин. В арматуре предусмотрена возможность замера температуры, давления в боковых отводах елки и подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки.
Запорными устройствами арматуры являются прямоточные задвижки ЗМС-1 на рабочее давление 21; 35 МПа и задвижки ЗМАД на 70 МПа с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки.
Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды эксплуатационной или нагнетательной скважины.
Запорные устройства, используемые в арматуре скважин, разделяют на следующие типы: проходные пробковые краны типа КППС условным диаметром 65 мм и рабочим давлением 14 МПа и уплотнительной смазкой; прямоточные задвижки с условным диаметром, равным 65; 80; 100 и 150 мм, устьевым давлением, равным 21; 35 МПа с однопластинчатым (типа ЗМС-1) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением; прямоточные задвижки с условным диаметром 50 мм и 80 мм, рабочим давлением 70 МПа с двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение ряда технологических операций. В процессе бурения скважин на колонных головках размещают превентор, а в процессе эксплуатации фонтанную арматуру.
Колонные головки изготовляют двух типов: однофланцевые, которые нижней частью корпуса крепятся к кондуктору; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуатационную колонну; двухфланцевые промежуточные, которые нижним фланцем корпуса устанавливаются на колонный фланец кондуктора или на стоящую ниже колонную головку; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну (рис. 2.2).
Рисунок 2.2 Типовые схемы обвязки обсадных колонн 1 - обсадная колонна; 2, 3 - промежуточные колонны; 4 - кондуктор; 5 - фланец колонный; 6 - нижняя колонная головка; 7 - средняя (промежуточная) колонная головка; 8 - катушка фланцевая; 9 - верхняя колонная головка
Обсадные трубы подвешивают с использованием колонных клиньевых и муфтовых подвесок. Клиньевые подвески представляют собой три - шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые - то же, но с использованием резьбовых соединений.
Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов: ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб; ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб. Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижнюю колонную головку (ГНК), присоединяемую к верхнему концу кондуктора, присоединяют к кондуктору по трем вариантам: с помощью внутренней резьбы на корпусе головки; с помощью наружной резьбы; сваркой. Все последующие колонные головки устанавливают на устье скважины по мере спуска и цементирования обсадных колонн.
Колонные головки типа ОКМ с муфтой подвеской обсадных колонн изготовляют на рабочее давление 14 МПа; колонные головки типа ОКК с клиньевыми подвесками изготовляют на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа.
Фланцевые катушки, предназначенные для соединения составных единиц устьевого оборудования, выпускают на рабочее давление 14 - 70 МПа и условный диаметр 80 - 520 мм двух видов: с фланцами одинаковых присоединительных размеров; с фланцами различных присоединительных размеров.
Манифольды предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок и рассчитаны на рабочее давление 14 -35 МПа. Их поставляют в виде отдельных узлов. Предусмотрено изготовление унифицированных манифольдных узлов. Запорными устройствами манифольдов служат пробковые проходные литые краны, уплотняемые смазкой ЛЗ-162. Режим эксплуатации скважины регулируют штуцерами в комплекте с манифольдом. В комплект может входить предохранительный клапан однократного действия с разрывными чугунными пластинами, рассчитанными на рабочее давление 16 МПа.
Приспособления для смены задвижек под давлением изготовляют на рабочее давление 21 и 70 МПа. Они предназначены для смены и установки запорных устройств с условным диаметром 50 и 65 мм на боковых отводах трубной головки фонтанной арматуры и боковых отводах колонных головок.
Запорные и регулирующие устройства (задвижки, штуцера), входящие в комплект наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин, используют также в промысловых установках подготовки газа.
Рисунок 2.3 Технологическая схема обвязки устья скважины №1-бис Заречное
2.1.2 Подземное оборудование скважин
К подземному оборудованию скважин относятся насосно-компрессорные трубы и комплекс скважинного оборудования (типа КПГ или КСГ).
Для эксплуатации газовых (и нефтяных) скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы 6 групп прочности. ГОСТ 633 - 80 предусматривает изготовление труб по точности и качеству двух исполнений: А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются длиной 10 м, с возможными отклонениями ±5%. Трубы всех типов исполнения Б изготавливают двух длин: от 5,5 до 8,5 м и от 8,5 до 10 м. По требованию потребителя трубы исполнения Б до группы прочности Е включительно изготавливаются с термоупрочнёнными концами. Типы и основные параметры насосно-компрессорных труб приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Типы насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 - 80
|
Условный диаметр труб, мм |
Наружный диаметр, мм |
Толщина стенки, мм |
Внутренний диаметр, мм |
Наружный диаметр высаженной части, мм |
Длина высаженной части, мм |
Длина переходной части, мм |
Наружный диаметр муфты, мм |
Длина муфты, мм |
|
|
Трубы гладкие и муфты к ним |
|||||||||
|
33 |
33,4 |
3,5 |
26,4 |
- |
- |
- |
42,2 |
84 |
|
|
42 |
42,2 |
3,5 |
35,2 |
- |
- |
- |
52,2 |
90 |
|
|
48 |
48,3 |
4 |
40,3 |
- |
- |
- |
55,9 |
96 |
|
|
60 |
60,3 |
5 |
50,3 |
- |
- |
- |
73,0 |
110 |
|
|
73 |
73 |
5,5 |
62,0 |
- |
- |
- |
88,9 |
132 |
|
|
7 |
59,0 |
- |
- |
- |
88,9 |
132 |
|||
|
89 |
88,9 |
6,5 |
75,9 |
- |
- |
- |
108 |
146 |
|
|
102 |
101,6 |
6,5 |
88,6 |
- |
- |
- |
120,6 |
150 |
|
|
114 |
114,3 |
7 |
100,3 |
- |
- |
- |
132,1 |
156 |
|
|
27 |
26,7 |
3 |
20,7 |
33,4 |
40 |
25 |
42,2 |
84 |
|
|
33 |
33,4 |
3,5 |
26,4 |
37,3 |
45 |
25 |
48,3 |
90 |
|
|
42 |
42,2 |
3,5 |
35,2 |
46 |
51 |
25 |
55,9 |
96 |
|
|
48 |
48,3 |
4 |
40,3 |
53,2 |
57 |
25 |
63,5 |
100 |
|
|
60 |
60,3 |
5 |
50,3 |
65,9 |
89 |
25 |
77,8 |
126 |
|
|
73 |
73 |
5,5 |
62,0 |
78,6 |
95 |
25 |
93,2 |
134 |
|
|
7 |
59 |
78,6 |
95 |
25 |
93,2 |
134 |
|||
|
89 |
88,9 |
6,5 |
75,9 |
95,2 |
102 |
25 |
114,3 |
146 |
|
|
8 |
72,9 |
95,2 |
102 |
25 |
114,3 |
146 |
|||
|
102 |
101,6 |
6,5 |
88,6 |
108 |
102 |
25 |
127 |
154 |
|
|
114 |
114,3 |
7 |
100,3 |
120,6 |
108 |
25 |
141,3 |
160 |
|
|
Трубы гладкие высокогерметичные и муфты к ним НКМ |
|||||||||
|
60 |
60,3 |
5 |
50,3 |
- |
- |
- |
73 |
135 |
|
|
73 |
73 |
5,5 |
62 |
- |
- |
- |
88,9 |
135 |
|
|
7 |
59 |
- |
- |
- |
88,9 |
135 |
|||
|
89 |
88,9 |
6,5 |
75,9 |
- |
- |
- |
108 |
155 |
|
|
8 |
72,9 |
- |
- |
- |
108 |
155 |
|||
|
102 |
101,6 |
6,5 |
88,6 |
- |
- |
- |
120,6 |
155 |
|
|
114 |
114,3 |
7 |
100,3 |
- |
- |
- |
132,1 |
205 |
|
|
Трубы безмуфтовые с высаженными концами НКБ |
|||||||||
|
60 |
60,3 |
5 |
50,3 |
71 |
95 |
30 |
- |
- |
|
|
73 |
73 |
5,5 |
62 |
84 |
100 |
30 |
- |
- |
|
|
7 |
59 |
86 |
100 |
30 |
- |
- |
|||
|
89 |
88,9 |
6,5 |
75,9 |
102 |
100 |
30 |
- |
- |
|
|
8 |
72,9 |
104 |
100 |
30 |
- |
- |
|||
|
102 |
101,6 |
6,5 |
88,6 |
116 |
100 |
30 |
- |
- |
|
|
114 |
114,3 |
7 |
100,3 |
130 |
100 |
30 |
- |
- |
Комплекс скважинного оборудования предназначен для автоматического закрытия скважины в случае разгерметизации устья скважины и фонтанных труб и аварийном увеличении дебита скважины. В комплекс входят пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, ингибиторные клапаны, замки, посадочные ниппели, телескопические соединения, скважинные камеры, уравнительные клапаны и приспособления, а также инструмент для спуска и установки скважинного оборудования.
Промышленность выпускает скважинное оборудование типов КПГ (комплекс подземный газовый) и КСГ (комплекс скважинный газовый).
Комплекс скважинного оборудования типа КПГ поставляется в нормальном и коррозионно-стойком исполнении для газовых месторождений, в газе которых содержится до 6 % двуокиси углерода (исполнение К1), до 6 % двуокиси углерода и до 6 % сероводорода (исполнение К2).
На рисунке 2.4 показана схема монтажа комплекса скважинного оборудования типа КПГ. Условные обозначения модификации КПГ-89-35-145К2: КПГ -- комплекс подземный глубинный для фонтанных труб с условным диаметром 89 мм на рабочее давление 35 МПа с диаметром пакера 145 мм; К2 - коррозионно-стойкое исполнение при содержании СО2 и H2S до 6 % каждого.
Тип КСГ предназначается для сверхглубоких скважин с гидростатическим и аномальным пластовым давлением. Изготовляется в нормальном и коррозионно-стойком исполнении.
Пакер предназначен для герметизации межтрубного пространства эксплуатационной колонны и фонтанных труб от внутренней полости фонтанных труб. В комплекс входят пакеры типа ПД-ЯГ (в тип КСГ), 2ПД-ЯГ и ЗПД-ЯГ (в тип КПГ). Условные обозначения пакеров: цифра перед буквами -- модель пакера; П - пакер; Д -- воспринимаемый перепад давления как сверху вниз, так и снизу вверх; Я - фиксируется отдельным устройством; Г-гидравлическая посадка.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 2.4 Схема монтажа комплекса скважинного оборудования типа КПГ: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - фонтанная колонна; 3 - телескопическое соединения; 4 - циркуляционный клапан типа КЦГ; 5 - ингибиторный клапан; 6 - циркуляционный клапан типа КЦМ; 7 - разъединитель колонны; 8 - пакер; 9 - посадочный ниппель; 10 - замок; 11 - уравнительный клапан; 12 - клапан-отсекатель; 13-срезной клапан пакера
Клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного отверстия при увеличении дебита газовой скважины выше установленного. Клапаны-отсекатели спускаются в скважину при помощи канатной техники вместе с уравнительным клапаном типа КУМ (клапан уравнительный с механическим управлением) и замком. Регулировка режима срабатывания осуществляется сменными дросселями и специальными кольцами.
Циркуляционный клапан предназначен для создания циркуляции между внутренней полостью фонтанных труб и затрубным пространством при глушении и освоении скважин. Выпускается двух типов: КЦМ и КЦГ, первый - циркуляционный с механическим приводом, второй - с гидравлическим приводом.
Циркуляционный клапан КЦП-89-35 служит для глушения скважин в аварийных ситуациях. Запорным элементом служит мембрана, которая разрывается при создании перепада давления как внутри фонтанных труб, так и снаружи.
Ингибиторный клапан служит для подачи во внутреннюю полость фонтанных труб ингибиторов гидратообразования и коррозии. Выпускается типов КИНГ и КИНГС: клапан ингибиторный, наружного действия, перепускает ингибитор из межтрубного пространства во внутреннюю полость фонтанных труб, с гидравлическим управлением, съёмный. Тип КИНГ используется в комплексах скважинного оборудования типа КПГ, а тип КИНГС - в КПГ и КСГ.
Скважинные камеры служат для посадки ингибиторных клапанов, глухих или циркуляционных пробок. Выпускаются типов К - скважинная камера с направлением для отклонителя в верхнем наконечнике.
Замки предназначаются для фиксирования клапанов - отсекателей, уравнительных клапанов и глухих пробок в местах установки в фонтанных трубах. Замки спускаются в скважину вместе с клапаном - отсекателем или глухой пробкой и фиксируются при помощи цанги в посадочном ниппеле.
Уравнительный клапан предназначается для выравнивания давлений в пространстве над и под замком. Выпускается типа КУМ - клапан уравнительный с механическим приводом.
Скважинные дроссели служат для регулирования дебита газовой скважины, входят в состав комплекса скважинного оборудования типа КСГ. Дроссель присоединяется в верхней части к замку. Выпускается наружным диаметром 50 и 69 мм с диаметром проходного отверстия сменных насадок от 10 до20 мм через 1 мм для первого диаметра (50 мм) и от 15 до 35 мм через 1 мм для второго диаметра (69 мм). Изготовляются для работы в средах без агрессивных компонентов, а также в средах, содержащих CO2 и H2S.
Посадочные ниппели устанавливаются в колонне фонтанных труб для фиксирования клапана - отсекателя с замком, прёмного клапана или клапана для опрессовки колонны фонтанных труб.
Телескопическое соединение компенсирует изменения длины фонтанных труб в результате температурных деформаций. Входит в комплект скважинного оборудования типа КПГ. Выпускается типов СТ, СТ2, СТ2Г. Здесь СТ - соединение телескопическое; 2 - двустороннего действия; Г - с гидравлическим демпфером.
Разъединители колонны служат для отсоединения колонны фонтанных труб от пакера. Выпускаются в двух исполнениях, различающихся конструкцией верхнего фиксирующего механизма и креплением замковой цанги.
скважина месторождение заречное газовый
2.1.3 Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Заречное
Устья скважин оборудуются фонтанной арматурой типа АФК2-65х21 по ГОСТ 13846-89 «Арматура фонтанная и нагнетательная» (рисунок 2.1 схема 2). Арматура фонтанной елки рассчитана на рабочее давление до 21 МПа, что превышает величину максимального ожидаемого статического давления на устьях скважин (ХШа горизонта 13,1 МПа). Технологическая схема обвязки устья приведена на рисунке 2.3.
До установки на устье скважины фонтанная арматура должна быть опрессована в собранном виде на давление, предусмотренное в паспорте. После установки фонтанной арматуры на устье производится повторная ее опрессовка, на статическое давление скважины. Обвязка скважины должна предусматривать возможность работы как по насосно-компрессорным трубам так и по затрубному пространству, для чего трубное и затрубное пространство соединены со шлейфом через клапан-отсекатель. Клапан-отсекатель отключает скважину при резком понижении давления в трубопроводе в случае его механического повреждения или в случае потери пропускной способности при образовании гидратов и исключает пребывание шлейфа под статическим давлением. Для аварийного или планового задавливания скважины перед ремонтом предусматривается установка на шлейфах в 100 м от устья специального кранового узла с задвижкой для подключения задавочного агрегата. Газовые скважины должны быть оборудованы продувочной линией и свечой для осуществления следующих операций:
1. Продувка шлейфа при ремонтных работах или разгидрачивании, удаление жидкости
2. Продувка трубного или затрубного пространства при вытеснении задавочной жидкости после ремонта скважины
3. Отработка скважины при освоении
4. Исследования скважины с помощью прувера
При обустройстве газовых скважин продувочная свеча выполняется с небольшим уклоном к горизонту и выводится в защищенный от ветра котлован, расположенный не менее 100 м от устья скважины. Конец продувочной свечи оснащается фланцевым соединением для монтажа прувера при исследовании скважины.
Ввод метанола на устье скважины рекомендуется производить через метанольницу, изготовленную из кислородного баллона, оборудованного надлежащей переключающей арматурой. Для хранения метанола и заполнения метанольницы в 20 м от скважины, устанавливается емкость объемом 1500 л. Вся арматура управления находится в арматурном киоске, который запирается на замок с целью исключения доступа посторонних лиц. Все операции по работе с метанолом рассчитаны на присутствие двух операторов. В целях исключения возможности употребления в качестве спиртового напитка метанол должен быть предварительно разбавлен в отношении 1:1000 одорантом или 1:100 керосином и красителем темного цвета.
2.2 Анализ процесса разработки месторождений природных газов и его задачи
С начала реализации проекта опытно-промышленной эксплуатации или разработки газового (газоконденсатного) месторождения анализируются получаемая геолого-промысловая информация и показатели разработки.
Первичный, каждодневный анализ процесса разработки месторождения осуществляется геологической службой газодобывающего предприятия с центральной научно-исследовательской лабораторией (ЦНИЛ) или цехом научных и производственных работ (ЦНИПР).
Задачи первичного анализа разработки следующие.
1. Обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов. Под специальными исследованиями понимаются термометрия и дебитометрия скважин, исследование продукции скважин, в частности наблюдение за ионами хлора, текущие исследования скважин на газоконденсатность и т.д.
2. Анализ данных по контролю за разработкой месторождения. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.
3. Анализ результатов работ по интенсификации добычи газа.
4. Корректирование отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения.
Обработка результатов исследований скважин и пластов позволяет:
а) определять (или уточнять) параметры пласта (по результатам исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации и по результатам геофизических исследований);
б) определять (или уточнять) коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине (по результатам исследований скважин при установившихся режимах фильтрации);
в) устанавливать для новых и уточнять по действующим скважинам допустимые технологические режимы эксплуатации;
г) определять степень дренирования продуктивных отложений по толщине - выявлять работающие и неработающие интервалы (по результатам термометрии, дебитометрии, акустических и геофизических исследований скважин);
д) находить текущие газоконденсатные характеристики пластов и скважин.
Анализ получаемых результатов позволяет выявить изменения и причины изменений продуктивных характеристик скважин, степень приобщенности к разработке недренируемых пропластков и т.д.
Текущий контроль за разработкой месторождения осуществляется по данным: изменения дебитов и дебитограмм, температур и термограмм, забойных и пластовых давлений по скважинам; построения карт изобар; измерения давлений (уровней) в системе пьезометрических скважин. Для контроля за продвижением воды проводят геофизические исследования скважин, наблюдения за ионами хлора, калия в добываемой с газом воде.
Анализ данных контроля за разработкой месторождения позволяет установить режим месторождения, характер продвижения воды в пределах отдельных залежей и пластов, степень дренирования месторождения по площади газоносности и толщине.
Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки выявляет, в частности, причины отклонений между ними. Один из основных факторов, приводящих к отклонениям между фактическими и проектными показателями разработки, - степень достоверности определения начальных запасов газа в пласте. Поэтому в задачи первичного анализа входят построение зависимости р (t)/ (z [р (t)]) = f [Qдоб(t)] и периодическое уточнение запасов газа.
Существенное значение при разработке месторождений природного газа имеют работы по интенсификации притока газа к забоям скважин и добычи газа, способствующие улучшению технико-экономических показателей разработки месторождения и увеличению конечного коэффициента газоотдачи. Комплекс работ по интенсификации притока газа к забоям скважин должен быть обоснованно выбран и правильно осуществлен. Результаты работ по интенсификации притока газа к забоям скважин, а также добычи газа подвергаются тщательному анализу.
Накопление и обобщение обширной геолого-промысловой информации о месторождении и процессах, проходящих в пласте при его разработке, критический анализ и уточнение этой информации позволяют эффективно корректировать отдельные положения проекта разработки. Подвергаться корректированию могут:
а) комплекс исследовательских работ на скважинах, очередность их проведения;
б) методы контроля за разработкой залежи природного газа;
в) необходимое число и местоположение проектных добывающих, наблюдательных и пьезометрических скважин;
г) комплекс и технология работ по интенсификации добычи газа;
д) начальные запасы в пласте, допустимые технологические режимы эксплуатации скважин, параметры пласта в областях газо- и водоносности, режим месторождения и т.д.
Если текущий анализ разработки обнаружит существенное отличие месторождения и отдельных пачек и пластов от предыдущего представления о них, значительные отклонения утвержденных запасов газа и конденсата от заложенных в проект, иной, чем предсказано, характер обводнения скважин и месторождения, то составляется проект доразработки, который выполняется соответствующей исследовательской или проектной организацией с привлечением промысловых исследователей.
В проекте доразработки дается детальный анализ накопленного геолого-промыслового материала. С привлечением ЭВМ воспроизводится история разработки месторождения, уточняются параметры пластов и скважин, определяются начальные суммарные запасы газа и их распределение по отдельным пластам, эксплуатационным объектам.
Дополнительно исследуются результаты первичного анализа разработки месторождения.
Анализ выявляет причины отклонения проектных показателей разработки месторождения и обустройства промысла от фактических. Важнейший результат анализа разработки месторождения состоит в получении наиболее достоверной на рассматриваемый момент времени исходной геолого-промысловой информации о месторождении, отдельных продуктивных горизонтах и водоносном бассейне. Выполненный анализ разработки позволяет скорректировать отбор газа из месторождения. После выбора одного или нескольких отборов газа из месторождения рассматриваются подварианты по отборам газа из отдельных залежей, горизонтов или по распределению их по площади газоносности.
Для рассматриваемых отборов газа определяются показатели разработки месторождения и обустройства промысла, т.е. учитываются и намечаются пути оптимизации сложившихся систем разработки и обустройства. Из исследованных вариантов и подвариантов выбирается наилучший по технико-экономическим показателям и рекомендуется к реализации.
В проекте доразработки отражаются результаты анализа разработки, выполненных исследований и приводятся прогнозные показатели разработки месторождения и системы обустройства промысла.
2.3 Расчетная часть
2.3.1 Исследование газовых скважин месторождения на стационарных и нестационарных режимах фильтрации
А. Цели и задачи исследований газовых скважин и пластов
Задача прогнозирования разработки газового месторождения сводится к предсказанию характера изменения технологических параметров системы (давления, объемов добычи газа, дебитов скважин, газоотдачи и др.) на основе исходной информации об ее структурных параметрах (свойства пласта, физико-химические характеристики газа и др.).
Целью исследований газовых скважин как раз и является определение исходных параметров разрабатываемой системы.
Промысловые исследования скважин позволяют определять следующий комплекс параметров: параметры пласта-коллектора (геометрические характеристики пластов и залежей, характер изменения общей и эффективной толщины пласта по площади и горизонтам, границы залежей, положение контакта газ -- вода и его изменение в процессе разработки, коллекторские свойства пластов, запасы газа и конденсата и др.); параметры пластового флюида (физико-химические свойства газа и жидкостей: вязкость, плотность, давление начала выпадения конденсата, давление максимальной конденсации, состав газа и конденсата, коэффициенты сжимаемости, влажность газов и др.); параметры пластово-водонапорной системы в законтурной области (фильтрационные и емкостные параметры водоносной части пласта, физико-химические свойства пластовой воды и др.).
Определение исходных параметров в ряде случаев возможно прямыми измерениями, например анализ кернов позволяет непосредственно замерить коллекторские свойства пористой среды на забое скважины. К прямым методам исследований относится и лабораторный анализ проб газа и жидкости, взятых из скважины. Однако большинство характеристик разрабатываемой системы прямому замеру не поддается (например, коллекторские свойства пласта вдали от скважины). В этом случае непосредственно замеряют некоторое семейство побочных характеристик, а искомые параметры определяют по ним пересчетом на базе известных соотношений, связывающих замеренные величины с искомыми. Среди косвенных методов следует выделить группу газодинамич...
Подобные документы
Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014Разработка газовых месторождений. Геолого-техническая характеристика месторождения. Продуктивные пласты и объекты. Состав газа Оренбургского месторождения. Обоснование конструкций фонтанных подъемников. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 14.08.2012Географическое расположение Сологаевского месторождения. Геолого-физическая характеристика объекта. Физико-химические свойства и состав нефти и воды. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Возможные причины отказов оборудования при эксплуатации.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.09.2013Геолого-промышленная характеристика месторождения, физико-химические свойства пластовых флюидов, запасы газа и конденсата нижневизейского продуктивного горизонта. Выбор основных способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 05.05.2015Краткая геологическая характеристика месторождения и продуктивных пластов. Состояние разработки месторождения и фонда скважин. Конструкция скважин, подземного и устьевого оборудования. Основные направления научно-технического прогресса в нефтедобыче.
дипломная работа [978,0 K], добавлен 16.06.2009Физико–химические свойства нефти, газа и воды. Стратиграфия, нефтегазоносность месторождения. Анализ добывных возможностей и технологических режимов работы скважины. Определение пластового давления. Кислотная обработка забоев и призабойных зон скважин.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 06.04.2016Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015Геолого-физическая характеристика пласта и Белозерско-Чубовского месторождения на территории Красноярского района Самарской области. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Описание технологий и видов подземного и капитального ремонта скважин.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 13.04.2014Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011Разработка Вынгаяхинского месторождения газа. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Основные параметры сеноманской продуктивной толщи. Проницаемость и начальная газонасыщенность. Конструкция фонтанных подъемников и оборудование скважин.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 10.05.2015Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 03.09.2010Геологическая характеристика месторождения, технологические показатели его разработки. Особенности эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, его условия и способы ликвидации. Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 25.01.2014Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015Общие сведения о Карповском месторождении, его стратиграфия и тектоника, нефтегазоносность. Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды. Характеристика эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами, наземное оборудование.
курсовая работа [2,9 M], добавлен 02.04.2014Характеристика Ромашкинского месторождения: орогидрография, стратиграфия, тектоника. Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды. Причины низкой продуктивности скважин и пути их разрешения.
дипломная работа [76,5 K], добавлен 25.06.2010Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 21.05.2015Геолого-физическая характеристика месторождения. Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов. Данные о геологическом строении и геолого-динамической характеристике месторождения. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.
курсовая работа [819,7 K], добавлен 12.07.2008Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015
