24

Размещено на http://www.allbest.ru/

20

Содержание

Реферат

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

Введение

1. Краткая геолого-промышленная характеристика месторождения Усть-Томи

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Характеристика геологического строения

1.3 Газоносность

1.4 Основные параметры горизонтов

1.4.1 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность

1.4.2 Толщины горизонтов

1.5 Физико-химические свойства и состав пластовых газов, конденсата и воды

1.5.1 Газоконденсатная характеристика

1.5.2 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата

1.5.3 Физико-химические свойства воды

1.6 Запасы газа и конденсата

2. Состояние разработки месторождения

2.1 Общие сведения

2.2 Анализ состояния разработки месторождения

2.3 Обоснование конструкции скважины

2.4 Обоснование конструкции фонтанных подъемников и устьевого оборудования скважин

2.5 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин

2.6 Технологическая схема промыслового сбора и подготовки газа к дальнему транспорту

3. Предупреждение и борьба с гидратообразованием в процессе добычи скважинной продукции на месторождении Усть-Томи

3.1 Теоретические предпосылки возникновения гидратов

3.1.1 Влагосодержание природных газов

3.1.2 Состав и структура гидратов

3.1.3 Условия образования гидратов

3.2 Методы борьбы с гидратообразованием

3.2.1 Основы ингибирования процесса гидратообразования

3.2.2 Краткая характеристика основных ингибиторов гидратообразования

3.2.3 Технология ввода ингибиторов

3.2.4 Требования к проведению работ по ликвидации гидратов

3.3 Расчет равновесных условий гидратообразования в простаивающей и работающей газовой скважине

3.4 Гидравлический и тепловой расчет шлейфов

3.5 Расчет расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин

4. Экономическое обоснование внедрения путевых подогревателей газа в НГДУ "Катанглинефтегаз"

4.1 Краткая характеристика организационной структуры предприятия

4.2 Анализ издержек производства добычи газа месторождения Усть-Томи в период 98-99 гг.

4.3 Экономический эффект от внедрения путевых подогревателей газа (ППГ)

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа в НГДУ "Катанглинефтегаз"

5.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности труда на предприятии "Катанглинефтегаз"

5.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях

5.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности

Заключение

Список использованных источников

Реферат

Дипломный проект 127 страниц, 21 рисунок, 35 таблиц, 12 источников.

Газ, гидраты, ингибитор, метанол, месторождение, скважина.

Геологическая часть включает в себя сведения о расположении месторождения Усть-Томи и его структуре, газоносности, запасах газа и конденсата, сведения о газовых скважинах этого месторождения.

В разделе разработки месторождения приведены основные показатели разработки месторождения Усть-Томи, состояние разработки месторождения, обоснование конструкции скважин и устьевого оборудования, технологическая схема промыслового сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

В технологической части выполнены следующие расчеты: тепловой и гидравлический расчет скважин и шлейфов скважин, а также расчет расхода метанола для предотвращения гидратообразования в шлейфах скважин.

В разделе экономики произведен расчет экономического эффекта от внедрения путевых подогревателей газа на месторождении Усть-Томи.

В разделе безопасность и экологичность проекта приведены требования по факторам безопасности и экологичности сбора газа и конденсата, приведена оценка источников и видов вредного воздействия на природную среду. Произведена оценка эффективности мероприятий по обеспечению производственной безопасности, технических систем и технологических процессов.

Перечень сокращений, условных обозначений, символов, единиц и терминов

ГВК - газоводяной контакт;

ГО - гражданская оборона;

КПД - коэффициент полезного действия;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация;

ПВН - площадка входных ниток;

ППГ - путевой подогреватель газа;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

ЧС - чрезвычайная ситуация;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

б - параметр Шухова;

с_н - плотность газа в стандартных условиях;

с_р - плотность газа в рабочих условиях;

D_i - коэффициент Джоуля-Томсона;

W - влагосодержание природного газа;

Z_н - коэффициент сжимаемости в стандартных условиях;

Z_р - коэффициент сжимаемости в рабочих условиях;

М_г - молекулярная масса газа;

Р_к - давление конечное;

Р_н - давление начальное;

Р_пл. - давление пластовое;

Р_у. - давление устьевое;

С_р - изобарная теплоемкость природного газа;

Т_к - температура конечная;

Т_н - температура начальная;

Т_у. - температура устьевая.

Введение

Природный газ в настоящий момент времени является основным энергоносителем для Хабаровского края и Сахалина.

Практически к 2006 году газ может занять доминирующее место в топливном балансе Хабаровского края. Выявленные запасы газа позволяют обеспечивать его устойчивое поступление в течение многих десятилетий, появится возможность сбалансировать тарифы на тепловую и электрическую энергии.

Газоснабжение Хабаровского Края осуществляется природным газом по магистральном газопроводам Даги-"Оха" и "Оха-Комсомольск". Источником природного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения Северного Сахалина. Транспорт газа до г. Комсомольск-на-Амуре - бескомпрессорный, производится за счёт высокой пластовой энергии газа на месторождениях и высокой пропускной способности газопровода при низких объемах транспортируемого газа.

Освоение шельфа в рамках проектов "Сахалин - 1" и "Сахалин - 2" позволит увеличить добычу газа к 2005 г. в 12 раз по сравнению с 1995 г. ОАО "НК "Роснефть "Сахалинморнефтегаз" планирует довести уровень поставок газа в Хабаровский край к 2006 году до 3,3 млрд. м³. в год, что в пересчете на условное топливо равно количеству потребляемого в крае угля.

Свою посильную лепту в увеличении газовой составляющей топливного баланса энергетики Сахалинской области вносит газоконденсатное месторождение Усть-Томи.

Задача настоящего дипломного проекта заключается в рассмотрении основных причин возникновения гидратов в системе сбора скважинной продукции на месторождении Усть-Томи, и предложить к внедрению более экономически выгодный вариант предотвращения гидратообразования. В связи с этим был произведен гидравлический и тепловой расчет скважин и шлейфов скважин, цель которого заключалась в определении возможности образования гидратов в системе сбора скважинной продукции, а также потребного количества ингибитора гидратообразования.

1. Краткая геолого-промышленная характеристика месторождения Усть-Томи

1.1 Общие сведения о месторождении

Усть-Томинское газоконденсатное месторождение расположено на восточном побережье северной части острова Сахалин, в 190 км к югу от г. Охи. В административном отношении месторождение входит в состав Ногликского района Сахалинской области и находится в 30 км севернее районного центра пос. Ноглики. Ближайшим месторождением, расположенным в 5 км северо-западнее, является газонефтяное месторождение Монги, рисунок 1.1.

Поселок Ноглики связан с г. Охой узкоколейной железной и грунтовой дорогами, проходящими вдоль восточного берега острова Сахалин, в двух километрах западнее Усть-Томинского месторождения, которое скрыто под водами Ныйского залива. Ныйский залив представляет собой мелководную лагуну, глубиной 2,5-4 м, вытянутую вдоль западного побережья Охотского моря на расстоянии 45 км при ширине от 1-2 до 4-6 км. От Охотского моря залив отделен узким (0,6-1 км) песчаным островом Гафовича, вытянутым в меридиональном направлении до 13 км. Остров покрыт редкой травяной растительностью, местами стланиковым кустарником, с абсолютными высотными отметками до 10 м. Западный берег Ныйского залива представляет собой равнинную заболоченную низменность, практически без древесной растительности, с абсолютными высотными отметками от 6-10 до 19 м.

Режим вод в заливе контролируется приливно-отливными морскими течениями и ветровыми потоками.

Климат района месторождения, характерный для северной части о. Сахалин, носит муссонный характер, с морозной продолжительной зимой (до минус 35^оС) и коротким дождливым и прохладным летом. В летние месяцы здесь преобладают ветры восточного направления, а в осенне-зимний период западного и северо-западного.

На площади Усть-Томи пробурено 17 глубоких (до 3800 м) поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, вскрывших в отложениях дагинской свиты тринадцать продуктивных (газоконденсатных) горизонтов (II, II^a, III, III^a, IV, VI, VI^a, VII, VIII, IX, IX^a, X, X^a).

В связи с тем, что месторождение находится под водами Ныйского залива, здесь осуществлялось бурение наклонно-направленных скважин.

В пределах площади месторождения никаких обустроенных поселков нет, кроме временного жилья буровиков (вахтовые будки на буровых).

1.2 Характеристика геологического строения

Усть-Томинское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной на восточном крыле Монгинской антиклинальной зоны. По результатам сейсморазведки и поисково-разведочного бурения представляет собой пологую брахиантиклиналь северо-северо-западного простирания, погребенную под отложениями окобыкайской и нутовской свит, моноклинально залегающими с падением слоев на северо-восток.

По кровле дагинских отложений складка имеет размеры 5Ч2,5 км. Складка асимметрична; восточное крыло пологое, западное - крутое. С глубиной складка меняет форму от куполовидной до вытянутой в северном направлении за счет увеличения углов падения пород от 2-3^о до 4-5^о. При этом амплитуда складки увеличивается от 40 (II горизонт) до 90 м (X^a горизонт). Для структуры характерно смещение свода в юго-восточном направлении до 250 м (в пределах глубин 2600-3300 м).

Южная периклиналь складки осложнена конседиментационным сбросом с амплитудой 25-60 м и падением плоскости сбрасывателя на северо - запад.

Стратиграфический разрез Усть-Томинского месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями миоцен-плиоценового возраста; по фаунистическим и литологическим признакам подразделяется на три свиты (снизу-вверх); дагинскую, окобыкайскую и нутовскую. Общая толщина вскрытых скважинами отложений составляет около 3800 м, рисунок 1.2.

Дагинская свита - залегает на глубинах 2790-3470 м; представлена песчаниками, глинами и алевролитами, причем в разрезе преобладают песчаники серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, алевритисто-глинистые, от слабоуплотненных до крепкосцементированных.

Глины темно - серого цвета, алевритистые, разделяющие песчаные пласты, имеют толщину от 5-8 м до 25-35 м.

Алевролиты песчано-глинистые, косослоистые, часто образуют с песчаниками и глинами постепенные взаимопереходы.

Толщина песчаных горизонтов меняется в широком диапазоне; от 4-17 м (II, III^a, IX^a горизонты) до 50-31 м (VI^a, XI, XII горизонты). Всего в разрезе выделено 18 песчаных горизонтов, 13 из которых (II, II^a, III, III^a, IV, VI, VII, VIII, IX, IX^a, X, X^a) продуктивны.

Вскрытая скважинами толщина дагинской свиты составляет 1000 м, при этом следует отметить некоторое увеличение толщин (на 60-80 м) свиты в пределах южной периклинальной части структуры, а так же в западном направлении.

Коллекторами продуктивных горизонтов являются песчаники и алевролиты песчано-глинистые и глинисто-песчанистые. Причем увеличение алевритисто-глинистых фракций в коллекторах наблюдается в основном, в подошвенной части горизонтов, а для IX, IX^a, X горизонтов и в кровельной. Иногда встречаются прослои слабосцементированных песчаников с карбонатным цементом. В связи с тем, что в каждом горизонте встречаются коллекторы всех трех указанных разностей, коллекторские свойства их меняются в широких пределах.



Рисунок 1.2 - Геологический разрез месторождения Усть - Томи

1.3 Газоносность

Промышленная газоносность месторождения связана с отложениями дагинской свиты. В её разрезе выделено 13 промышленно-продуктивных горизонтов - II, II^a, III, III^a, IV, VI, VI^a, VII, VIII, IX, IX^a, X, X^a.

По типу природного резервуара все залежи относятся к пластовым, сводовым, замкнутого контура: входят в группу залежей с терригенными коллекторами, а по степени заполнения ловушек углеводородами - к полнопластовым и неполнопластовым.

По характеру и фазовому состоянию углеводородов все залежи газоконденсатные.

Высота залежей различна - от 8 м (X^a горизонт) до 32 м (IX горизонт); их размеры изменяются от 780Ч450 м (X^а горизонт) до 2250Ч1170 м (IX горизонт).

Залежи II, IX, IX^a и X горизонтов являются полнопластовыми, в пределах которых выделяются газовые и газо-водяные зоны. Размеры газовых зон незначительны (в 3-10 раз меньше газо-водяных зон).

Для залежей IX, IX^a и X горизонтов, внутренние контуры газоносности проведены исходя из продуктивности скв. №1, где они газоносны полностью, а для II горизонта - по структурным построениям.

Остальные залежи - водоплавающие, подстилаются подошвенной водой.

Контакты поверхности газа и воды принимаются горизонтальными; средние абсолютные отметки их по горизонтам приводятся в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Средние абсолютные отметки ГВК

Гори-	№№	Отметка ГВК, м
зонт	скв.	по геофизическим	по опробованию	принятая при
		исследованиям	скважин	проектировании
II	2	2617	2617	2617
IIa	2	2637	2635	2635
III	1, 2	2681	2681	2680
IIIa	2	2730	2733	2730
IV	1, 2, 9	2766	2767	2765
VI	1, 2	2882	2882	2880
VIa	1, 2, 9	2940	2936	2940
VII	1, 2, 9	3019	3017	3019
VIII	1, 2, 9	3078	3079	3078
IX	2, 9	3123	3122	3123
IXa	2	3142	3142	3142
Х	2	3163	3158	3163
Ха	1	3178	3173	3173

1.4 Основные параметры горизонтов

1.4.1 Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность

Коллекторами продуктивных горизонтов являются песчаники и алевролиты песчано-глинистые и глинисто-песчанистые. Причем увеличение алевритисто-глинистых фракций в коллекторах наблюдается, в основном, в подошвенной части горизонтов, а для IX, IX^a и X горизонтов и в кровельной. Иногда встречаются прослои слабосцементированных песчаников с карбонатным цементом. В связи с тем, что в каждом горизонте встречаются коллекторы всех трёх указанных разностей, коллекторские свойства их меняются в широких пределах.

В целом по месторождению пористость коллекторов меняется в пределах 13,2-23,5%, проницаемость - от 0,0024 до 1,601 мкм². Пористость коллекторов, представленных песчаными фракциями составляет 15-22,8%, проницаемость - от 0,002-1,601 мкм², пористость алевролитов и их фракций- 13,2-19,3%, проницаемость 0,0024 - 0,056 мкм², алеврито-песчаные фракции характеризуются значениями пористости 14,8-20,2% и проницаемости 0,010-0,676 мкм².

VII, VIII, IX, IX^a горизонты также весьма изменчивы по литологическому составу. Коэффициент газонасыщенности колеблется в пределах 0,57-0,78 (VII горизонт), 0,62 (IX^a горизонт). Пористость по результатам лабораторных определений изменяется от 15 до 21%, проницаемость - от 0 до 0,9 мкм² (VII, VIII горизонты), 0,24 мкм² (IX горизонт).

Для установления нижних пределов пористости (13%) и проницаемости (0,0015 мкм²) коллекторов продуктивных горизонтов месторождения были использованы имеющиеся результаты лабораторных исследований керна и газогидродинамических исследований скважин.

Сравнивая результаты определения пористости коллекторов по керну и по геофизическим данным, можно отметить, что расхождения в значениях пористости незначительны (6%, иногда до 10%), что позволяет в равной степени достоверности использовать величину пористости коллекторов, полученную как по изучению керна, так и по геофизическим материалам. Однако, при выборе расчетных величин пористости приняты значения, определенные по геофизическим исследованиям скважин (ГИС), так как их значения позволяют наиболее достоверно и полно охарактеризовать значение данного параметра как по разрезу, так и по площади месторождения.

Величина пористости определялась из средневзвешенных значений по интервалам интерпретации продуктивных частей разреза в скважинах как среднеарифметическая величина.

Коэффициент газонасыщенности прямым лабораторным методом не определялся. Определение остаточной газонасыщенности (К_в^ост) производилось по лабораторным исследованиям керна методом центрифугирования. Полученные при этом данные использовались при построении зависимости коэффициента увеличения сопротивления от водонасыщенности. Эта зависимость легла в основу при оценке газонасыщенности по промыслово-геофизическим материалам. Величина газонасыщенности определялась как среднеарифметическая из средневзвешенных значений по интервалам интерпретации в скважинах.

1.4.2 Толщины горизонтов

II горизонт характеризуется относительной литологической выдержанностью. В разрезе горизонта встречаются маломощные прослои темно - серых плотных глин. Общая толщина горизонта изменяется от 11,4 до 15,2 м при эффективной 10,4-15,2 м.

II^a горизонт - литологически однороден. Общая толщина горизонта изменяется к западу от 23,6 до 37 м, эффективная - от 20 до 35,8 м.

III горизонт представлен чередованием алевролита и песчаника. Общая толщина горизонта изменяется в северном и южном направлениях от 41,2 до 52,8 м, эффективная 38,8-51,2 м, газонасыщенная - 4-14,8 м.

III^а горизонт литологически изменчив, в разрезе встречаются маломощные прослои глин. Общая толщина горизонта изменяется в северном и южном направлениях от 4 до 10 м, при эффективной 3,4-10 м.

IV горизонт литологически однороден. Среди песчаников встречаются маломощные прослои глин. Общая толщина горизонта 48,6-54,8 м, эффективная 44,8-52,8 м.

VI горизонт глинистым разделом разделен на два пласта. Первый пласт представлен монолитной пачкой песчаников, толщиной 10-12 м, ниже переслаивание песчаника и глин. Общая толщина горизонта 42-47 м, эффективная 39,2-45,2 м, газонасыщенная толщина 14,5-11 м.

VI^а горизонт литологически неоднороден по разрезу. Общие толщины горизонта увеличиваются от свода в северном и южном направлениях от 50,8 до 57,2 м, эффективные от 44 до 54,6 м.

VII горизонт представляет собой чередование песчаников, алевролитов, глин. Общие толщины изменяются в тех же направлениях, что и по вышележащему горизонту, от 34,2 до 43,4 м, при эффективной 29,2-38,3 м.

VIII горизонт литологически изменчив и представляет собой чередование алевролитов, песчаников и маломощных глин, увеличение толщины происходит в западном направлении от 34 до 40,8 м, при эффективной 27,4-31,9 м.

IX горизонт представлен чередованием песчаника и алевролита с прослоями маломощных глин. Увеличение толщины происходит в северном направлении от 28,6 до 36 м, эффективная толщина изменяется от 25,4 до 32,2 м.

IX^a горизонт аналогичен IX, но увеличение толщины происходит в северном направлении от 5,6 до 15,6 м, при эффективной от 3,8 до 13,8 м.

X горизонт литологически изменчив. В средней части горизонта отмечается наличие прослоев глин. Общая толщина изменяется в северном и южном направлениях от 61,6 до 64 м, эффективная от 44,6 до 53,6 м.

Глинистые разделы между II, III и II^a горизонтами представлены толщиной от 5 до 12 м, относительно однородны по своему литологическому составу.

Глинистые разделы между III и IV, V и VI, VI и VI^a горизонтами, представлены чередованием уплотненных глин и алевролитов, толщиной 12-13 м. Следует отметить, что толщина глинистого раздела между VI и VI^a уменьшается в сводовой части до 3 м.

Покрышки между VII и VIII горизонтами, толщиной 20-22 м представлены плотными глинистыми алевролитами с прослоями аргиллитов и глинистых песчаников.

Глинистые разделы между VIII, IX, X и X^a горизонтами представлены крепкими, глинистыми известковыми алевролитами, толщиной 4 - 8 м. Уменьшение толщин глинистых разделов происходит с глубиной.

1.5 Физико-химические свойства и состав пластовых газов, конденсата и воды

В процессе разведки и разработки месторождения на скважинах проводились отборы проб газа и конденсата с целью получения данных об их физико-химических свойствах, а также составления рекомбинированных проб пластовых флюидов при исследовании фазового поведения.

Отбор проб свободных газов и конденсатов производился после сепарации при установившемся режиме работы скважины на устье.

Для рекомбинирования пластовых флюидов и исследования фазового поведения были отобраны 11 проб газа сепарации и конденсата по 8 горизонтам (II^a, III, IV, VI^a, VII, VIII, IX, X+X^a). Пробы были отобраны в контейнеры при зафиксированных условиях сепарации.

1.5.1 Газоконденсатная характеристика

С целью изучения газоконденсатной характеристики месторождения в период разведки был проведен комплекс промыслово-лабораторных исследований скважин.

При проведении промысловых исследований скважин на газоконденсатность применялся метод непрерывного отбора промышленных количеств газа из сепаратора передвижной сепарационной установки.

При этом определялись:

- конденсато-газовый фактор (КГФ) при определенных давлениях и температурах сепарации;

- объёмный коэффициент усадки нестабильного конденсата;

- количество газов дегазации и дебутанизации;

- плотность и молекулярная масса дебутанизированного конденсата;

- отбор проб отсепарированного газа и нестабильного конденсата для лабораторных исследований.

Результаты промысловых газоконденсатных исследований приведены в таблице 1.2.

На основании результатов промысловых исследований и анализов проб газов сепарации, дегазации и дебутанизации, определенных методом газовой хроматографии, определены компонентный состав и физико-химические свойства добываемых газоконденсатных систем по исследуемым залежам.

В процессе геологоразведочных работ на месторождении Усть-Томи по восьми залежам горизонтов (II^a, III, IV, VI^a, VII, VIII, IX, X-X^a) был проведен комплекс промыслово-лабораторных исследований, позволивший определить выход конденсата из газа, его потенциальное содержание в газе и коэффициент конденсатоотдачи, а также физико-химическую характеристику конденсата. При проведении промысловых исследований скважин на газоконденсатность применялась методика промышленных отборов газа из сепаратора. При этом были отобраны пробы газа и конденсата при давлениях 3,0-6,3 МПа и температурах - (минус 27-22^оС) и определен выход стабильного конденсата в количествах, соответственно, 60 и 99 см³/м³. Лабораторными методами определены коэффициенты усадки, равные 0,81-0,97, и с учетом их - выход сырого конденсата (67-120 см³/м³). Величина потенциального содержания фракции "пентаны+высшие", наиболее точно отражающая содержание жидких (при атмосферных условиях) углеводородов в пластовом газе изменяется в пределах 46-80 г/м³.

Термодинамические исследования рекомбинированных проб пластового газа проводились методами дифференциальной и контактной конденсации. При этом определялись, давление начала конденсации пластового газа, пластовые потери насыщенного конденсата при различных пластовых давлениях в залежи, давление максимальной конденсации. В результате исследований фазового поведения пластового газа было установлено, что последний находится в насыщенном состоянии по всем залежам. Максимальное выпадение конденсата будет иметь место при снижении пластового давления до 6,0 МПа. Конечный коэффициент конденсатоотдачи при 0,1 МПа колеблется от 0,685 до 0,782.

1.5.2 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата

Физико-химические свойства пластовых газов изучены по восьми продуктивным горизонтам, а физико-химические свойства конденсатов по VI^a, VIII, IX, X^а горизонтам, таблица 1.3.

Характерным для месторождения является небольшая изменчивость состава пластового газа по разрезу, метан является основным компонентом в составе газа и его содержание в объёмных процентах изменяется от 91,4 (IV горизонт) до 94,26% (IX горизонт). Содержание этана - от 3,62 до 2%, пропана - от 1,23 до 0,58%, бутана - от 0,1 до 0,6%. Содержание паров пентана и более тяжелых гомологов метана изменяется от 0.9 до 1.48.

Неуглеводородные компоненты представлены СО₂ и N₂, содержание которых в газе колеблется в пределах 1,09-3,003% и 0,1-0,76% соответственно.

Свободный газ (таблица 1.4) продуктивных горизонтов также характеризуется одним и тем же составом,- содержание углеводородов в нём достигает 96,8-98,7%. В компонентном составе углеводородных газов содержание метана изменяется - от 92,2 до 95,5%, этана 2,01-3,65%, пропана 1,24-0,57%, бутана - 0,1-0,26, пентана - 0,04-0,2%.

Из неуглеводородных компонентов в газе сепарации содержится углекислый газ (3,03-1,1%), азот (0,76-0,1%). Сероводород в газе не обнаружен.

Физико-химические свойства конденсатов месторождения и групповой состав представлены в таблицах 1.3, 1.5, 1.6. Исследованы 6 объектов по 4-м горизонтам; при этом закономерности увеличения плотности конденсатов с глубиной не отмечено. Несколько повышена плотность конденсатов, отобранных лишь из более пониженных участков залежи (VIII горизонт, скважина №1).

Для конденсатов месторождения в целом характерны высокие значения их плотности (0,7835-0,8069 г/см³); температура начала кипения 45-65^оС, до 300^оС выкипает - 90%. Отмечаются несколько пониженные выходы бензиновых фракций - до 200^оС выкипает в среднем 65%, что объясняется большим содержанием в конденсате ароматических углеводородов, таблица 1.5.

Групповой углеводородный состав конденсатов довольно разнообразен, таблица 1.6. Наряду с метановыми конденсаты содержат большие количества ароматических и нафтеновых углеводородов. Конденсат VI^a и IX горизонтов относятся к метаново-ароматическому типу (МА). Конденсат X^a X-X^a горизонтов относится к нафтено-метановому типу с содержанием нафтеновых 56,4%, 58% и метановых - 23,6% и 25,1% углеводородов, соответствено.

В распределении групп углеводородов по фракциям наблюдается следующая закономерность: содержание ароматических углеводородов возрастает с повышением интервала выкипания фракций, достигая максимума в большинстве случаев во фракции 150-200^оС. Исключение составляют конденсаты из скважины №1 (Х^а и Х-Х^а горизонты), где наибольшее количество ароматических углеводородов приходится на фракцию 200-250^оС. Максимальные количества нафтеновых углеводородов приходится на фракции 60-95^оС и 95-122^оС. Максимальные количества метановых углеводородов приходятся на фракцию НК-60^оС, минимальные - на фракцию 95-122^оС.

1.5.3 Физико-химические свойства воды

Пластовые воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Исключение составляют воды IV и IX горизонтов, которые относятся к водам хлоро-кальциевого типа.

Минерализация пластовых вод месторождения по площади и разрезу изменяется в пределах 11,7-17 г/л, достигая максимальных значений в нижних горизонтах. Содержание в водах иона хлора (6,9-9,5 г/л) в несколько раз превышает количество гидрокарбонатов (1-3,5 г/л); степень их метаморфизации-низкая, отношение натрия к хлору rNa/rCl = 0,8-1,4; содержание сульфатов также невелико, сульфатный коэффициент

(rSO₄/rCl)100% = 0,4-0,9.

В водах месторождения содержатся специфические компоненты - йод, бром, бор в концентрациях 3-6,8 мг/л, 2,6-43,4 мг/л, 2,6-42,4 мг/л соответственно.

Относительно газовых залежей воды большинства горизонтов относятся к подошвенным, а воды II, IX, IX^a и X горизонтов - к контурным.

Сведения о растворенном в водах месторождения газе имеются только по IV и X горизонтам, которые по своему составу мало отличаются от состава свободного газа. Так, например, содержание метана, азота и углекислоты в водорастворенных газах лежит соответственно в пределах 80,1-89,5%, 0,4-0,8% и 9,2-17,7%. В свободном же газе содержание метана составляет 92-97 %, азота - 0,2-0,6%, углекислого газа - 1,1-3,3%.

Газонасыщенность пластовых вод составляет 3,1-4,2 м³/м³.

1.6 Запасы газа и конденсата

Подсчет запасов газа и конденсата месторождения Усть-Томи произведен объёмным методом на основании промыслово-геофизических исследований скважин, опробовательских и исследовательских работ; изучения газоконденсатной характеристики залежей, компонентного состава газов.

В 1985 году был произведен подсчет запасов газа и конденсата и утвержден 16.12.1985 г. ЦКЗ Мингазпрома (протокол от 2.12.1985 г., г. Москва) в следующих объемах:

- газ (категория С₁+С₂) - 5496 млн.м³

- в том числе С₁ - 5116 млн.м³

- конденсат (категория С₁+С₂) - 377 тыс. т

- в том числе С₁ - 350 тыс. т.

Исходные данные о принятых подсчетных параметрах и запасах газа и конденсата по горизонтам при проектировании приведены в таблице 1.7.

2. Состояние разработки месторождения

2.1 Общие сведения

По состоянию на 2003 г. на месторождении Усть-Томи пробурены 7 (№№1, 2, 3, 6, 8, 9, 12) поисково-разведочных и 10 (№№20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29) эксплуатационных скважин.

Характеристика фонда скважин, пробуренных на площади, приводится в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристика фонда скважин

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
Фонд скважин	Пробуренный фонд в том числе: добывающие в освоении после бурения наблюдательный фонд в консервации разведочные, выполнившие назначение	17 4 (№№ 26, 27, 28, 29) - - 6 (№20, 21, 22, 23, 24, 25) 7 (№№ 1, 2, 3, 6, 8, 9, 12)

Для разработки залежей месторождения техническое состояние и расположение только четырех скважин (№№26, 27, 28, 29) позволяет рекомендовать их для эксплуатации.

2.2 Анализ состояния разработки месторождения

Газоконденсатные залежи месторождения введены в разработку в 1996 г. Технологические показатели разработки месторождения Усть-Томи приведены в таблице 2.2 и на рисунке 2.1.

Таблица 2.2 Технологические показатели разработки

Год разработки	Показатели разработки
	Отбор, млн. м3	Средне-суточный дебит одной скважины, тыс.м3 /сут	Фонд скважин	Извлечение конденсата, тыс. т
	за год	с начала разработки		всего	действующие	за год	с начала разработки
1996	65,6	65,6	268	15	2	3,4	3,4
1997	234,2	299,8	261	16	3	14	17,4
1998	237,3	537,1	235	16	3	14,8	32,2
1999	200,3	737,4	180	17	3	12	44,2
2000	187,8	925,2	126	17	3	13,5	57,7
2001	180,9	1106,1	128	17	4	12,4	70,1
2002	169,2	1275,3	131	17	4	8,6	78,7
2003	175,5	1450,8	130	17	4	7,9	86,6

В 2002 г. разрабатывалось 3 газоконденсатных залежи: III (скважина №28), III^а (скважина №27), IV (скважины №26, 29). В отчетном году произведены работы по переводу скважины № 28 на вышележащий III горизонт и скважины №26 на вышележащий IV горизонт.

Добыча газа за 2002 г. составила 169,2 млн.м³, при плановом задании 176,0 млн.м³, добыча конденсата - 8597 т, при плановом задании 10000 т.

Отбор газа по месторождению - 1418,2 млн.м³ или 28,0% начальных запасов, извлечено конденсата 109,8 тыс. т. или 44,0% начальных извлекаемых запасов.

Средний дебит газа одной скважины за декабрь - 168 тыс.м³/сут., суточный отбор по месторождению - 460 тыс.м³.



Рисунок 2.1 Технологические показатели разработки месторождения Усть-Томи

Скважинами отработано 1245,6 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,938.

Время простоев скважин 1971 часов - 6,6% от отработанного времени, из них 1190 часов - ремонт технологического оборудования (капитальный ремонт скважин), 1 час - загидрачивания технологического оборудования, 719 часов - периодическая эксплуатация, 19 часов - исследование скважин, 42 часа - прочие простои.

Разработка III пласта

Газоконденсатная залежь III пласта введена в разработку 16 мая 2002 г. после перевода скважины №28 на вышележащий горизонт. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 120 тыс.м³/сут на 7 мм штуцере при давлении на устье 18,0 МПа.

Начальное пластовое давление в залежи составило 27,7 МПа. Отбор газа в отчетном году составил 34,3 млн.м³ или 9,6% начальных запасов, извлечено конденсата 2,5 тыс.т. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 25 МПа или 90,3% начального. Режим работы залежи - газовый.

Скважиной отработано 228,8 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,934, таблица 2.3.

Таблица 2.3 Состояние разработки III пласта

Год

Показатели разработки

Отбор газа млн.м3

% отбора от запасов

кол-во дейст. скв-н №скв

Рпл, МПа

Темп падения Р, МПа/ млн.м3

Q газа скв-ны, тыс.м3/ сут.

Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.

% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.

начальное

текущее

за год

с начала разраб.

баланс. запасов

замер.

2002

34,3

34,7

9,6

1(28)

27,7

27,7

25,0

0,58

120

2,5 / 2,5

17,8 / 17,8

Разработка III^а пласта

Газоконденсатная залежь III^а пласта введена в разработку 21 декабря 2001 г. после перевода скважины № 27 на вышележащий горизонт. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 100 тыс.м³/сут на 6 мм штуцере при давлении на устье 19,8 МПа.

Начальное пластовое давление в залежи составило 27,0 МПа. Отбор газа в отчетном году составил 38,3 млн.м³, извлечено конденсата 2,4 тыс.т. За период разработки отбор газа составил 39,7 млн.м³ или 72,2% начальных запасов, извлечение конденсата - 2,4 тыс.т или 120% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 23,5 МПа или 85,1% начального. Режим работы залежи - газовый.

Скважиной отработано 302,8 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,996, таблица 2.4.

Таблица 2.4 Состояние разработки III^а пласта

Год	Показатели разработки
	Отбор газа млн.м3	% отбора от запасов	кол-во дейст. скв-н №скв	Рпл, МПа	Темп падения Р, МПа/ млн.м3	Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.	Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.	% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.
				начальное	текущее
	за год	с начала раз-раб.			баланс. запасов	замер.
2001	1,1	1,4	2,5	1(27)	27,7	27,0	27,0	0,63	110	- / -	- / -
2002	38,3	39,7	72,2	1(27)	-	-	23,5	0,91	110	2,4 / 2,4	100 / 100

Разработка IV пласта

Газоконденсатная залежь IV пласта разрабатывается с 5 мая 2000 г. скважиной №29 принятой из бурения. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 195 тыс.м³/сут на 8 мм штуцере. Начальное пластовое давление в залежи составило 27,0 МПа. В 2002 г. залежь разрабатывалась двумя скважинами №29 и №26, которая переведена с VI пласта. Скважина №26 введена в эксплуатацию 31 мая 2002 г. с дебитом 130 тыс. м³/сут на 7 мм штуцере. Отбор газа в отчетном году составил 72,3 млн.м³, извлечение конденсата - 5,0 тыс.т. За период разработки отбор газа составил 172,6 млн.м³ или 26,7%, извлечение конденсата - 12,3 тыс.т или 42,4% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 23,0 МПа или 81,5% начального. Режим работы залежи - газовый с проявлением водонапорного. Скважинами отработано 477,5 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,886. Дебит газа за декабрь по скважине №26 - 110 тыс.м³/сут. на 7 мм штуцере при давлении на устье 16,8 МПа, по скважине №29 - 120 тыс.м³/сут. на 7 мм штуцере при давлении на устье 19,4 МПа, таблица 2.5.

Таблица 2.5 Состояние разработки IV пласта

Год	Показатели разработки
	Отбор газа млн.м3	% отбора от запасов	кол-во дейст. скв-н №скв	Рпл, МПа	Темп падения Р, МПа/ млн.м3	Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.	Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.	% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.
				начальное	текущее
	за год	с начала раз-раб.			баланс. запасов	замер.
2000	45,0	45,4	7,0	1(29)	28,1	27,0	26,0	0,02	185	4,5 / 4,5	4,5 / 4,5
2001	54,9	100,3	15,5	1(29)	-	-	24,5	0,035	164	2,8 / 7,3	9,6 / 25,1
2002	72,3	172,6	26,7	2(26, 29)	-	-	23,0	0,02	120	5,0 / 12,3	17,2 / 42,4

Разработка VI пласта

Газоконденсатная залежь VI пласта разрабатывается с 3 мая 1999 г. скважиной №26, которая была переведена с VIII горизонта.

Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 170 тыс.м³/сут на 8 мм штуцере. Отбор газа в отчетном году составил 12,6 млн.м³, извлечение конденсата - 0,7 тыс.т. За период разработки отбор газа составил 177,7 млн.м³ или 54,2%, извлечение конденсата - 11,1 тыс. т или 61,6% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 21,0 МПа или 72,6% начального. Режим работы залежи - газовый с проявлением водонапорного. Скважиной отработано 118,6 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,988. В апреле 2002 г. скважина обводнилась и была переведена на вышележащий IV горизонт. Дебит газа перед остановкой 79 тыс.м³/сут. на 8 мм штуцере при давлении на устье 7,7 МПа. Разработка залежи прекращена, таблица 2.6.

Таблица 2.6 Состояние разработки VI пласта

Год	Показатели разработки
	Отбор газа млн.м3	% отбора от запасов	кол-во дейст. скв-н №скв	Рпл, МПа	Темп падения Р, МПа/ млн.м3	Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.	Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.	% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.
				начальное	текущее
	за год	с начала раз-раб.			баланс. запасов	замер.
1999	40,6	42,3	12,9	1(26)	28,8	27,0	25,0	0,09	308	4,0 / 4,0	23,5 / 23,5
2000	63,9	107,1	21,0	1(26)	-	-	24,8	0,063	170	3,4 / 7,4	20,0 / 43,5
2001	58,0	165,1	50,3	1(26)	-	-	23,0	0,035	160	3,0 / 10,4	16,6 / 57,7
2002	12,6	177,7	54,2	1(26)	-	-	21,0	0,16	обв.	0,7 / 11,1	3,8 / 61,6

Разработка VI^а пласта

Газоконденсатная залежь VI^а пласта разрабатывается с 20 апреля 2000 г. скважиной №27, которая была переведена с VII горизонта. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 190 тыс.м³/сут на 7 мм штуцере. В марте 2001 г. введена в эксплуатацию скважина №28, которая переведена с IX горизонта. В декабре 2001 г. в связи с обводнением скважина №27 переведена на вышележащий III^а горизонт. Разработка залежи продолжалась скважиной №28. Отбор газа в отчетном году из залежи составил 11,7 млн.м³, извлечение конденсата - 0,7 тыс.т. За период разработки с учетом аварийного выброса на скважине №21 отбор газа составил 250,6 млн.м³ или 30,6%, извлечение конденсата - 19,4 тыс.т или 45,1% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2003 г. - 21,5 МПа при начальном 28,9 МПа. Режим работы залежи - газовый с проявлением водонапорного. Скважиной отработано 117,8 скважино-дней, коэффициент эксплуатации 0,981. В апреле 2002 г. скважина обводнилась и была переведена на вышележащий III горизонт. Дебит газа перед остановкой 65 тыс.м³/сут. на 8 мм штуцере при давлении на устье 6,8 МПа. Разработка залежи прекращена, таблица 2.7.

Таблица 2.7 Состояние разработки VI^а пласта

Год	Показатели разработки
	Отбор газа млн.м3	% отбора от запасов	кол-во дейст. скв-н №скв	Рпл, МПа	Темп падения Р, МПа/ млн.м3	Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.	Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.	% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.
				начальное	текущее
	за год	с начала раз-раб.			баланс. запасов	замер.
2000	40,0	172,0	21,0	1(27)	29,5	26,8	25,2	0,025	140	3,4 / 10,6	8,0 / 24,6
2001	66,9	238,9	29,2	2(27, 28)	-	-	23,0	0,027	123	8,1 / 18,7	18,8 / 43,5
2002	11,7	250,6	30,6	1(28)	-	-	21,5	0,13	обв.	0,7 / 19,4	1,6 / 45,1

Разработка VII пласта

Газоконденсатная залежь VII пласта разрабатывается с 9 октября 1996 г. скважиной №27, которая была принята на баланс, после бурения, в сентябре 1996 г. Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 305 тыс.м³/сут на 10 мм штуцере. За период разработки отбор газа составил 330,9 млн.м³ или 40,1%, извлечение конденсата - 27,0 тыс.т или 54,0% начальных извлекаемых запасов. Текущее пластовое давление на 1.01.2001 г. -23,5 МПа или 76,8% начального. В марте 2000 г. скважина обводнилась и была переведена на вышележащий VI^а горизонт. Разработка залежи прекращена, таблица 2.8.

Таблица 2.8 Состояние разработки VII пласта

Год	Показатели разработки
	Отбор газа млн.м3	% отбора от запасов	кол-во дейст. скв-н №скв	Рпл, МПа	Темп падения Р, МПа/ млн.м3	Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.	Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.	% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.
				начальное	текущее
	за год	с начала раз-раб.			баланс. запасов	замер.
1996	26,2	26,2	2,9	1(27)	30,6	28,6	28,6	0,0893	308	1,8 / 1,8	2,7 / 2,7
1997	117,1	143,3	17,1	1(27)	-	-	27,9	0,0231	318	10,5/12,3	21 / 25
1998	98,2	241,5	29,3	1(27)	-	-	23,5	0,0448	270	8,2 / 20,5	16,6 / 57,7
1999	74,4	315,9	38,3	1(27)	-	-	23,5	0,954	198	5,3 / 25,8	10,6 / 51,6
2000	15,0	330,9	40,1	1(27)	-	-	23,5	-	обв.	1,2 / 27,0	2,4 / 54,0

Разработка VIII пласта

Газоконденсатная залежь VIII пласта разрабатывается с 6 июля 1996 г. по 13 апреля 1999 г. скважиной №26. Разработка залежи прекращена в связи с обводнением скважины. За период разработки отбор газа составил 165,8 млн.м³ или 20,9%, извлечение конденсата - 14,5 тыс.т или 36,2% начальных извлекаемых запасов, таблица 2.9.

Таблица 2.9 Состояние разработки VIII пласта

Год	Показатели разработки
	Отбор газа млн.м3	% отбора от запасов	кол-во дейст. скв-н №скв	Рпл, МПа	Темп падения Р, МПа/ млн.м3	Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.	Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.	% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.
				начальное	текущее
	за год	с начала раз-раб.			баланс. запасов	замер.
1996	43,4	45,0	5,7	1(26)	30,9	28,2	28,2	0,0622	278	1,8 / 1,8	2,7 / 2,7
1997	62,7	107,2	13,5	1(26)	-	-	26,8	0,0653	179	5,1 / 8,6	12,8 / 21,5
1998	46,4	153,6	19,6	1(26)	-	-	26,0	0,1056	175	4,3 /12,9	10 / 32,3
1999	10,2	165,8	20,9	1(26)	-	-	25,1	0,5686	обв.	1,6 / 14,5	4,0 / 36,2

Разработка IX пласта

Газоконденсатная залежь IX пласта разрабатывается с 19 мая 1997 г. скважиной №28, которая была принята на баланс после бурения в мае 1997 г.

Скважина введена в эксплуатацию с дебитом 254 тыс.м³/сут на 11 мм штуцере и давлением на устье 11,5 МПа. В мае 2000 г. скважина была остановлена для смены подвески НКТ, в результате дальнейшего освоения IX пласта получен приток пластовой воды. Скважину №28 перевели на вышележащий VI^а горизонт. Разработка залежи прекращена в связи с обводнением. За период разработки отбор газа составил 246,5 млн.м³ или 31,7%, извлечение конденсата - 20,6 тыс.т или 47,9% начальных извлекаемых запасов, таблица 2.10.

Таблица 2.10 Состояние разработки IX пласта

Год	Показатели разработки
	Отбор газа ьмлн.м3	% отбора от запасов	кол-во дейст. скв-н №скв	Рпл, МПа	Темп падения Р, МПа/ млн.м3	Q газа скв-ны, тыс.м3/сут.	Извлеч. конденсата, тыс.т, год/с нач. разраб.	% извлечения конденсата, год/с нач. разраб.
				начальное	текущее

Подобные документы

• Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

  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 29.09.2014
  

• Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения, пласт БС

  Краткая 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 16.06.2009
  

• Проект разработки газового месторождения Амангельды

  Сведения о месторождении Амангельды: структура и геологический разрез, газоносность. Система разработки месторождения. Подсчет запасов газа и конденсата. Оценка и эксплуатация скважин. Технико-экономические показатели разработки газоносного месторождения.
  
  дипломная работа [6,0 M], добавлен 02.05.2013
  

• Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

  Геологическая характеристика Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Минералогический состав пород. Емкостные и фильтрационные свойства залежи. Расчёт расхода газа и количества выпавшего конденсата и воды в различных ступенях сепарации.
  
  дипломная работа [135,8 K], добавлен 05.01.2016
  

• Геологическое строение и анализ разработки VII dg пласта газоконденсатного месторождения Узловое

  Сведения о месторождении: геологоразведочные работы, стратиграфия, тектоника, газоносность. Физико-химическая характеристика конденсата и природного газа. Обоснование подсчетных параметров и подсчет запасов VII dg пласта, запасов стабильного конденсата.
  
  дипломная работа [153,4 K], добавлен 19.09.2011
  

• Анализ работы абсорбционной установки осушки газа Уренгойского газоконденсатного месторождения

  Общие сведения о месторождении. Геологическое строение и другие данные по ачимовскому отложению. Физико-химическая характеристика газа и конденсата. Поставляемые и используемые в производстве реагенты. Анализ разработки Уренгойского месторождения.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 21.04.2015
  

• Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

  Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
  

• Производственная деятельность газоконденсатодобывающего предприятия ОАО "Якутская топливно-энергетическая компания"

  Особенности геологического строения и газоносности месторождения. Параметры продуктивных пластов, геофизические исследования территории. Система сбора, подготовки, переработки, транспортировки газа и конденсата. Процесс бурения эксплуатационных скважин.
  
  отчет по практике [68,6 K], добавлен 01.12.2011
  

• Подъем нефти на дневную поверхность

  Классификация способов эксплуатации скважин при подъёме скважинной продукции. Изучение видов фонтанирования и типов фонтанных скважин. Характеристика механизированной добычи нефти. Технологический расчет и особенности конструкции газлифтного подъемника.
  
  контрольная работа [322,0 K], добавлен 21.08.2016
  

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

  Опробование, испытание и исследование скважин на Приразломном месторождении. Определение коэффициента продуктивности методом прослеживания уровня (по механизированному фонду скважин). Обоснование типовой конструкции скважин. Состояния вскрытия пластов.
  
  курсовая работа [196,4 K], добавлен 06.03.2010
  

• Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

  Геологическая характеристика месторождения имени Р.С. Мирзоева. Схема сбора и подготовки скважин принятая на месторождении. Распределение давления и температуры в стволе скважины. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов. Анализ себестоимости добычи газа.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 25.01.2014
  

• Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения

  Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014
  

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

  Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010
  

• Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

  Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.
  
  курсовая работа [877,6 K], добавлен 17.06.2014
  

• Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

  Общая характеристика и стратиграфия месторождения, его тектоника и нефтегазоносность. Анализ текущего состояния разработки, техника и технология добычи нефти и газа. Расчет технологических параметров закачки воды в системе поддержания пластового давления.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 02.05.2013
  

• Определение влияния геологических и технологических факторов на производительность горизонтальных скважин на примере морского нефтяного месторождения Кравцовское Д-6

  Анализ результатов испытания скважин Кравцовского месторождения. Обоснование способов воздействия на пласт и призабойную зону. Технология и техника добычи нефти и газа. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин.
  
  дипломная работа [4,8 M], добавлен 25.09.2012
  

• Анализ наработки на отказ скважин УЭЦН

  Описание 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 08.12.2015
  

• Анализ разработки Локосовского месторождения

  Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Показатели разработки месторождения, работы фонда скважин, выполнения проектных решений. Проблема обводненности скважин. Выбор метода водоизоляции.
  
  дипломная работа [4,1 M], добавлен 26.05.2012
  

• Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении

  Геолого-физическая и гидродинамическая характеристика месторождения, продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек. Запаси, состав и свойства нефти, газа, конденсата и воды. Обработка скважин соляной кислотой и осложнения при их эксплуатации.
  
  курсовая работа [421,9 K], добавлен 17.01.2011
  

• Анализ основных показателей разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения

  Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения. Определение текущих дренируемых запасов газа и конденсата методом падения пластового давления. Анализ условий удельного выхода конденсата.
  
  дипломная работа [5,9 M], добавлен 28.11.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам