Методы предупреждения и ликвидации гидратообразования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождения Узловое - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Методы предупреждения и ликвидации гидратообразования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождения Узловое

Геологическая 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.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1.1 Общие сведения о месторождении Узловое
1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения
1.3 Тектоническое строение месторождение
1.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов
1.5 Технологические показатели разработки месторождения Узловое
2.1 Особенности эксплуатации газовых скважин
2.2 Осложнения при эксплуатации газовых скважин
2.4 Методы предупреждения и ликвидации гидратов на месторождении
2.5 Система сбора и подготовки газа на промысле
2.6 Определение условий гидратообразования
2.7 Расчет условий гидратообразования
2.8 Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин
3.1 Расчет себестоимости сбора и подготовки природного газа
3.2 Расчет себестоимости продукции и ликвидации гидратообразования при закачке метанола в скважину
4. Безопасность и экологичность проекта
4.1 Организация работ по обслуживанию и эксплуатации газовых скважин
4.2 Требования безопасности при эксплуатации комплексных установок подготовки газа
4.3 Требования безопасности и охраны окружающей среды при использовании метанольных установок
Природный газ в настоящий момент времени является основным энергоносителем для Хабаровского края и Северного Сахалина. Газоснабжение Хабаровского края осуществляется природным газом по магистральным газопроводам "Даги - Оха" и "Оха - Комсомольск". Источником природного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения Северного Сахалина. Транспорт газа до Комсомольск-на-Амуре - бескомпрессорный, производится за счет высокой пластовой энергии газа на месторождениях и высокой пропускной способности газопровода при низких объемах транспортируемого газа.
С момента ввода в эксплуатацию газопровода "Оха - Комсомольск" и по настоящий момент в разработку были введены газовые и газоконденсатные месторождения им. Р.С. Мирзоева, Монги, Усть-Эвай, Шхунное, Волчинка, Малое Сабо, Крапивненское, Узловое. Газоснабжение Северного Сахалина осуществляется низконапорным газом давлением до 1,6 МПа по магистральным газопроводам "Кыдыланьи - Тунгор - Оха" и "Даги - Ноглики - Катангли". Источником низконапорного газа являются газовые и газоконденсатные месторождения с истощенной пластовой энергией и нефтяные месторождения, где вместе с нефтью добывается попутный газ.
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000м и более. Для извлечения углеводородных компонентов пластового флюида на поверхность земли бурятся газовые и газоконденсатные скважины. Газовые скважины используются для:
1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;
2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;
3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;
4) предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Действительно, давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523єК, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.
Скважины - дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60-80% в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений
В цель ю выпускной квалификационной работы является разработка эффективной методики для предупреждения и борьбы с гидратообразованием на месторождении Узловое, а также изучение физических и химических свойств газа, особенности конструкции и оборудования газовых скважин, выбор режимов работы и промысловой подготовки газа.
Задачами выпускной квалификационной работы являются:
1) Определение мест и условий гидратообразования;
2) Выбор метода для предупреждения и ликвидации гидратообразования;
3) Расчет экономического и технологического эффекта выбранного метода.
1.1 Общие сведения о месторождении Узловое
Многопластовое газоконденсатное месторождение Узловое расположено в северо-западной части о. Сахалина и находится в 70 км от г. Оха (рисунок 1). Связь с г. Оха осуществляется по грунтовой дороге и вертолетами.
Месторождение Узловое было открыто в 1968 г., введено в промышленную разработку в 1997 году .
Рисунок 1 - Обзорная карта месторождений
В административном отношении площадь входит в Охтинский район. В орографическом отношении район представляет слабохолмистую низменную равнину, расположенную на северо-западном борту Сахалинской низменности.
Почти по центру площади с юга на север протягивается холмистая гряда, на которой расположены верховья рек Успеновки, Коплуна, Полищука и их притоков. Высотные отметки гряды составляют 40 - 60 м.
Реки протекают по широкой заболоченной долине. Уровень воды в них зависит от количества выпадающих атмосферных осадков. Ширина рек 3 - 4 м, ручьев 1 - 2 м, глубина 0,5 - 2 м.
Растительный покров представлен в основном березой и лиственницей. Встречаются также осина, ольха, ель и пихта. Болотистые участки покрыты травянистой и кустарниковой растительностью, на редких песчаных почвах растет кедровый стланик.
Климат района суровый: продолжительная, холодная (до -40 градусов) с постоянными западными, северо-западными ветрами зима, и короткое дождливое лето. Снег выпадает в конце октября и сходит в конце мая.
Добытый газ по газопроводу подается на месторождение им. Р.С. Мирзоева для газлифтной эксплуатации нефтяных горизонтов, конденсат - в нефтяной коллектор Даги-Погиби и далее Оха-Комсомольск-на-Амуре.[10,11]
1.2 Литолого-стратиграфический разрез месторождения
Стратиграфический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями миоцен-плиоценового возраста; по фаунистическим и литологическим признакам подразделяется на пять свит (снизу-вверх): даехуриинскую (нижний миоцен), уйнинскую (средний миоцен), дагинскую (средний миоцен), окобыкайскую (верхний миоцен) и нутовскую (плиоцен).
Вскрытая мощность отложений даехуриинской свиты - 200-240 м, свита представлена неравномерным переслаиванием аргиллитов и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников.
Уйнинская свита толщиной 640 м, литологически представлена тонким переслаиванием алевролитов, песчаников, глин и аргиллитов с преимуществом глинисто-алевролитовых разностей.
В разрезе уйнинских отложений выделены и прослежены по площади три песчано-алевролитовых пласта - III un, II un, I un. Эти пласты вскрыты полностью или частично 14 скважинами из 15 пробуренных (скв. №№1, 2, 3, 9, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 20).
Отложения дагинской свиты представлены чередованием песчаников, песков, алевролитов, глин и тонких прослоев бурого угля. Литологический состав свиты неоднородный. Нижняя часть свиты более глинистая, а верхняя более песчаная. Мощность отложений дагинской свиты 1000 метров.
Отложения окобыкайской свиты вскрыты всеми пробуренными скважинами. Мощность ее 1460 - 1500 метров.
По литологическому составу отложения свиты расчленены на три литологические подсвиты: глинистая, песчано-глинистая, песчаная.
Песчано-глинистая подсвита включает в себя XVIIIок - XIок пласты.
Отложения нутовской свиты представлены, в основном, песками с подчиненными прослоями глин и алевролитов. Встречены прослои бурых углей. Мощность отложений нутовской свиты 600 метров.
Месторождение Узловое приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной в Северосахалинском складчатом районе, на западном крыле Байкальской грабенсинклинальной зоны и представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания. Размеры складки 20 Ч 5 км.
Строение свода складки несколько меняется с глубиной. По верхнеокобыкайским отложениям свод складки широкий и пологий. Углы падения в приосевой части свода менее 1 градуса. С удалением от оси складки на 700 - 800 м углы падения на крыльях возрастают до 2,5 градусов.
Постепенно с глубиной свод складки становится уже.
Складка осложнена шестью поперечными разрывами сбросового характера.
Поверхности сбросов наклонены в сторону свода.
Сбросы 1, 2, 2a, 3, 3a, 4, 5 подсекаются рядом скважин на глубинах 460 - 3170 м. Амплитуда сбросов колеблется в пределах 30 - 100 м.
В пределах изученной части разреза сбросы 2, 2а, 3, 4, 5 являются экранирующими и вместе со складкой создают условия для скопления углеводородов в коллекторах вскрытого на месторождении разреза. По характеру ловушки залежи газа относятся к тектонически-экранированным.
Интересной особенностью месторождения Узловое, как и всех изученных на тектонически-экранированных газовых и газоконденсатных залежей на переклиналях, является их экранирование не глинистыми породами соседнего блока, а непосредственно зоной разрыва, вследствие чего продуктивные пласты по плоскости приведены в контакт с водоносными песчаными пластами. К их числу относятся относительно крупные для данного месторождения скопления газа в XVIIок, XIVок и других пластах.
Положения контуров газоносности залежей обоснованы и проведены в соответствии с анализом результатов опробования скважин и комплексной интерпретации промыслово-геофизических материалов. [10]
1.3 Тектоническое строение месторождения
На месторождении (рисунок 2) выполнен большой объем промыслово-геофизических исследовании.
Замеры сопротивления глинистого раствора скважинным резистивиметром проводились совместно с регистрацией кривых БЭЗ и использовались при интерпретации кривых зондирования. Средняя температура пород, полученная по кривым термоградиента в скважинах 5, 6, 11, 12 составляет для пластов окобыкайской свиты 30-62C, дагинской свиты 62-88С, уйнинской свиты 88-100 и более градусов. Геотермическая ступень соответственно равна 32 м/ градус, 36-37 м/ градус, 30 м/ градус.
Рисунок 2 - Газоконденсатное месторождение Узловое. Структурная карта по кровле XVII пласта окобыкайской свиты
Испытание скважин, давших воду, производилось по общепринятой методике и включало изучение гидродинамических параметров пласта, физических свойств и состава подземных вод, а также изучение состава, содержания и упругости водорастворенного газа.
Гидродинамические параметры определялись методом установившихся отборов (при самоизливе) и по восстановлению уровня. Температура воды на глубине спуска прибора замерялась максимальным термометром, а пластовое давление - глубинными манометрами МГГ. В скважинах, вскрывших подземные воды без признаков нефти и газа, определение пластового давления производилось расчётным путём по статическому уровню с учётом удельного веса воды в стволе.
Состав и свойства вод месторождения, а также содержание и состав растворённого в воде газа изучались по данным исследования глубинных проб. В процессе освоения скважин велись систематические наблюдения (по контрольным пробам) за составом воды до его постоянства, после чего проводился поинтервальный отбор проб глубинным пробоотборником ПД-3, усовершенствованной конструкции. В самоизливающихся скважинах определение газового фактора и отбор проб воды и водорастворенного газа осуществлялись на устье.[2]
При получении фонтанного притока газа скважина исследовалась при стационарных режимах фильтрации. Время стабилизации устьевых давлений колебалось в пределах 30-170 минут. Обычно испытания производились не менее чем на 6 режимах. Время работы на каждом режиме составляло 1-4 часа. По скважине замерялись дебиты газа, температуры и давления на головке и в затрубном пространстве.
При испытании объекта переходили от меньших дебитов к большим, кроме того две-три контрольных точки снимали при обратном ходе.
Давление и дебит измерялись начиная с момента пуска скважины до их стабилизации.
Депрессии на пласт создавались в основном от 0,1-0,2 до 3,0-3,8 МПа.
Дебиты газа на 8 - 10 мм штуцерах составляли от 41 до 558 тыс.м 3 /сут.
Пластовые давления замерялись глубинными манометрами или определялись расчетным путём с учетом замера устьевого давления; величины пластовых давлений изменяются по залежам от 11,4 до 30,4 МПа.
При получении фонтана газа с конденсатом в скважинах №№6, 7, 12 после гидродинамического исследования скважины проводилось исследование скважины на газоконденсатность с помощью сепарационной установки на ЛПГ-114.
При испытании на газоконденсатность задавались несколько режимов сепарации (различные давления). Время работы на каждом режиме от 1 часа до 4-х часов. После замеров дебитов сырого конденсата отбирались пробы газа сепарации и сырого конденсата. Количество выделившегося сырого конденсата по пластам изменяется от 42,7 до 263 м 3 /м 3 .
Всего проведено 41 исследование скважин по 23 залежам. Полученные в результате обработки данных испытаний коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в пределах А= 0,4-26,0; В= 0,00032-0,305. Месторождение Узловое является частью Северо-Восточного артезианского бассейна и расположено на его северо-западной окраине. Областью питания окобыкайских и дагинских отложений является, вероятно, северное окончание Гыргыланьинской гряды в районе которой они выходят на поверхность с абсолютными отметками 80-120 м. Питание подземных вод уйнинской свиты возможно только в северных отрогах Восточно-Сахалинского хребта, где она залегает на отметках 200-300 м. Влияние этой области инфильтрационного питания, очевидно, мало сказывается в районе месторождения (разрывы, невыдержанность песчаных пластов). С точки зрения разгрузки подземных вод вызывает интерес протягивающееся западнее месторождения глубинное региональное нарушение.
В разрезе рассматриваемой площади, представленном отложениями нутовской, окобыкайской, дагинской и уйнинской свит, можно выделить пять гидрогеологических комплексов, отличающихся по водным свойствам пород.
Учитывая хорошие фильтрационные свойства пород II и V-го комплексов, принадлежность их к полузакрытой гидродинамической системе и состав подземных вод, можно при работе пластов этих комплексов ожидать влияние водонапорного режима.
1.4 Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность продуктивных пластов
Промышленная газоносность месторождения связана с песчано-алевролитовыми отложениями окобыкайской, дагинской и уйнинской свит. Во вскрытой части разреза выделено 17 газоносных пластов, из которых 10 чисто газовых (X, XI, XII, XIII, XIV, XVI, XVII, XVIII пласты окобыкайской свиты, I, Ia пласты дагинской свиты), а остальные - газоконденсатные (II, IV, VII, IX пласты дагинской и I, II, III пласты уйнинской свит).
Газоносные пласты приурочены к отложениям верхнего и среднего миоцена и залегают на глубине от 1180 до 3160 м. Газоконденсатные залежи располагаются на глубинах от 2100 м и более.
Всего на месторождении выделено 32 залежи (18 газовых и 14 газоконденсатных). По типу природного резервуара все залежи относятся к пластовым, тектонически-экранированным. Исключение составляет залежь III пласта уйнинской свиты, которая является пластовой, сводовой.
Наибольший вертикальный диапазон газоносности установлен в 3а и 5 блоках, в первом из которых выявлено 9 залежей, во втором 8 залежей. В остальных продуктивных блоках содержится от шести залежей (2 блок) до одной (1, 2а блоки).
Высота залежей различна - от 9 м (IV дагинский пласт, 3а блок) до 75 м (XVII пласт, 5 блок окобыкайской свиты); их размеры изменяются от 300 * 800 м (VII пласт 3а блок дагинской свиты) до 1300 * 2200 м (I пласт, 4 блок уйнинской свиты).
III un пласт - залегает на глубинах 3114 - 3318 м, толщина его изменяется от 28 до 71 м. Представлен песчаниками с прослоями алевролитов, глин и аргиллитов.
По пласту выполнено 87 определений пористости, из которых 67 характеризуют коллектор. Величина пористости изменяется от 10,2 до 18,6% при проницаемости 0,9 - 33,7 мД.
II un пласт вскрыт на глубинах 2924 - 3195 м, общей мощностью от 50 до 68 м.
Сложен пласт разнозернистыми и мелкозернистыми песчаниками, переслаивающимися с алевролитами. Отмечаются прослои очень крепких аргиллитов.
По пласту выполнено 186 определений пористости и 177 определений проницаемости.
Открытая пористость разнозернистых песчаников имеет величины 12,8 - 20,5%, проницаемость - 4 - 562 мД. В мелкозернистых песчаниках открытая пористость равна 16 - 19,6%, проницаемость 4 - 240 мД. Более низкими коллекторскими свойствами обладают алевролиты.
Открытая их пористость колеблется от 13,3 до 18,9%, проницаемость от 1,5 до 43,5 мД. I un пласт вскрыт на глубинах 2855 - 3070 м. Общая мощность 4,5 - 13 м.
Породы I un пласта представлены чередующимися песчаниками и алевролитами с редкими прослоями крепких глин и аргиллитов. По пласту сделано 22 определения пористости и 17 определений проницаемости. По коллекторским свойствам песчано-алевролитовые породы неоднородны. Пористость мелкозернистых песчаников изменяется от 12,2 до 18,7%, проницаемость - от 1 до 101 мД. Мелкозернистые песчаники имеют более высокие значения пористости, равные 21,5 - 22,8%. Проницаемость их колеблется в пределах 234,2 - 313,8 мД. Открытая пористость алевролитов составляет 16,4 - 16,9%, проницаемость 1 - 3 мД.
IX dg пласт залегает на глубинах 2442 - 2733 м. Общая мощность пласта составляет 23 - 77 м. По пласту сделано 100 определений пористости и 94 определения проницаемости. Пористость разнозернистых песчаников и песков изменяется от 19,2 до 25,0%, проницаемость - от 62 до 2883,5 мД. Мелкозернистые песчаники имеют пористость от 26 до 25%, проницаемость от 22 до 170, 16 мД.
VII dg пласт вскрыт на глубинах 2337 - 2622 м. Общая мощность составляет 43 - 68 м.
Представлен пласт массивными, иногда слоистыми песчаниками и песками, переслаивающимися с алевролитами.
По пласту сделано 55 определений пористости и 48 определений проницаемости. Открытая пористость варьирует от 20,04 до 24,5% (в мелкозернистых песчаниках) и от 21,83 до 24,5% (в разнозернистых песчаниках). Проницаемость в песчаных породах изменяется от 14,6 до 510 мД. Пределы её изменения составляют от 14,6 до 294,85 мД в мелкозернистых и от 85,3 до 510 мД в разнозернистых песчаниках. Алевролиты имеют открытую пористость равную 17,4 - 23,3%, проницаемость 11,4 - 155,58 мД.
VI dg пласт вскрыт на глубинах 2236 - 2507 м. Общая мощность составляет 16 - 77 м.
Сложен пласт мелкозернистыми, разнозернистыми, алевритистыми, алевритисто-глинистыми песчаниками. По пласту сделано 65 определений пористости и 61 определение проницаемости. Открытая пористость в мелкозернистых песчаниках варьирует в пределах 16,5 - 26,5%, проницаемость 3,94 - 319 мД. Меньшей проницаемостью обладают песчаники со значительным содержанием глинистого и карбонатного цемента. В мелкозернистых песчаниках открытая пористость колеблется от 18,8 до 24,7%, проницаемость от 16,6 до 1044,3 мД.
IV dg пласт вскрыт на глубинах 2121 - 2431 м, общей мощностью 21 - 49 м. Породы пласта представлены уплотнёнными песками с прослоями песчанистых и глинистых алевролитов, крепких карбонатизированных песчаников и аргиллитов.
Коллекторские свойства пласта - пористость определена по 22 образцам керна, проницаемость по 62 образцам. Коллекторские свойства песчаников изменяются в широких пределах: открытая пористость 15,5 - 35,2%, проницаемость 15,5 - 1664 мД. II dg пласт вскрыт на глубинах 2010 - 2335 м.
Общая мощность 50 - 96 м. Пласт слагается песчаниками и песками с прослоями алевролитов, реже - глин и аргиллитов. По пласту сделано 72 определения пористости и 69 определений проницаемости. Пористость пород-коллекторов (песчаников и алевролитов) II dg пласта колеблется в пределах 13,8 - 26,2%, проницаемость 24 - 947,02 мД.
I dg пласт вскрыт на глубинах 1959 - 2180 м, мощностью 11 - 31, 5 м.
Ia dg вскрыт на глубинах 1930 - 2147 м, мощностью 26 - 36 м.
Отложения I dg - Ia dg пластов представлены песчаниками, песками и алевролитами. Песчаники мелкозернистые, реже разнозернистые, алевролитово-глинистые, слабосцементированные, переходящие в песок.
Алевролиты песчано-глинистые, слабосцементированные.
По пласту сделано 22 определения пористости, 14 определений проницаемости. Пористость песчаников колеблется в пределах 0,86 - 29,3%, проницаемость 67,1 - 1084,4 мД. Пористость алевролитов варьирует от 11 до 25,3%, проницаемость 0 - 655,2 мД.
XVIII пласт окобыкайской свиты залегает на глубинах 1752 - 1973 м, мощность его изменяется от 47 до 64 м. Представлен песчаниками мелкозернистыми, мелкосреднезернистыми и разнозернистыми, часто с гравием, алевритово-глинистыми и алевритисто-глинистыми, слабо- и среднесцементированными, массивными.
По пласту выполнено 41 определение пористости, величина которой изменяется от 22,10 до 31,66%, по результатам 6 определений проницаемость изменяется от 190 до 1093 мД.
XVII ok пласт залегает на глубинах 1657 - 1837 м. Мощность его изменяется от 51 до 90 м. Отложения XVII ok пласта представлены песчаниками, песками, алевролитами, реже глинами.
По пласту выполнено 148 определений пористости и 43 определения проницаемости.
Открытая пористость песчаников и песков колеблется от 17,16% до 35,25%, проницаемость от 191,94 до 1409 мД. Открытая пористость алевролитов находится в пределах 17,51 - 36,3%, проницаемость 30,69 - 943,4 мД.
Глины алевритисто-песчаные, слабокарбонатистые, крепкие с содержанием основной глинистой массы от 58,61 до 88,39%, песка от 0,77 - 28,8%, алеврита от 11,67 до 36,73%. Открытая пористость глин колеблется в пределах от 12,84 до 22,36%, проницаемость от 0,01 до 0,11 мД.
XVI ok пласт вскрыт на глубинах 1595 - 1784 м, мощность его изменяется от 11 до 32 м.
Пласт представлен чередованием песчаников и алевролитов с редкими прослоями глин.
По пласту выполнено 58 определений пористости, величина которой изменяется от 23,36 до 32,90% при проницаемости от 83 до 946 мД.
XIV пласт окобыкайской свиты залегает на глубинах 1440-1656 м, мощность его изменяется от 46 до 63 м. Пласт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глин и песков.
По пласту выполнено 119 определений пористости, величина которой изменяется для песчаников 19,66 - 31,62% при проницаемости 17,8 - 383,17 мД и для алевролитов 9,03-31,14% при проницаемости 0,35-21,7 мД.
XIII пласт окобыкайской свиты залегает на глубинах 1427 - 1579 м, мощность его изменяется от 50,5 до 71,0 м.
Пласт сложен песчаниками, песками, алевролитами и маломощными прослойками глин.
По пласту сделано 45 определений пористости и 33 определения проницаемости. Открытая пористость песчаников варьирует в пределах 13,4 - 27,4% при проницаемости 0,25 - 192,22 мД. Пористость алевролитов 13,7 - 29,5% при проницаемости 0,07 -1776,35 мД.
XI пласт окобыкайской свиты вскрыт на глубинах 1178 - 1299м, мощностью 20 - 74 м. Пласт сложен песчаниками мелкозернистыми, реже разнозернистыми, алевритово-глинистыми, и алевролитами песчано-глинистыми.
По пласту выполнено 140 определений пористости и 45 определений проницаемости. Величина пористости для песчаников колеблется в пределах 3,52 - 31,52%, проницаемости 159,8 - 1711,5 мД. Для алевролитов пористость варьирует от 21,49 до 35,5%, проницаемость от 20,34 до 515,15 мД.
X пласт окобыкайской свиты вскрыт на глубинах 1166 - 1250 м, общей мощностью от 4 до 24 м.
Породы-коллекторы пласта слагаются песками, песчаниками с прослоями гравия.
Коллекторские свойства пласта керном не охарактеризованы. Средняя пористость коллектора по промыслово-геофизическим данным 29%.
Покрышки продуктивной толщи Узлового месторождения сложены терригенными породами разнообразного литологического состава (глины, алевриты, пески) и имеют толщины от 2 до 30, редко более 40 м. Характеристика газа и конденсата определялась по пробам, отобранным с устьев скважин.
Газы всех горизонтов состоят, в основном, из метана (от 88 до 99,2%), количество этана, пропана и других более тяжелых углеводородов составляет от 0,1 до 5,9%. Содержание азота незначительно- от 0,1 до 1,3%. Углекислый газ содержится не во всех пробах и, в основном, содержание его не превышает 1%. В опробованных пластах окобыкайской свиты содержание его от 0,1 до 4,6%.
Газ из пластов окобыкайской свиты по своему составу отличается от газов дагинских и уйнинских пластов.
Если в пластах окобыкайской свиты в газе содержание С 5+ равно нулю, то начиная со II dg пласта с глубиной содержание С 5+ постепенно возрастает от 0,46 до 3%, а содержание метана уменьшается от 98,4 до 88,7%.
Относительный удельный вес газа в пластах дагинской и уйнинской свит выше, чем в пластах окобыкайской свиты. Увеличение удельного веса происходит за счёт уменьшения объёма метана до 89,2% и увеличения гомологов метана до 9,5%.
Все исследованные газы характеризуются отсутствием сероводородов.
Пластовые газы всех дагинских и уйнинских пластов содержат конденсат. Содержание конденсата в граммах на 1 м3 газа в пластовых условиях от 28,7 до 160, наибольшее - в пластах уйнинской свиты.
Групповой углеводородный состав конденсатов определялся по пробам из скважины 7 (2482 - 2490 м) - VII dg пласт, из скважины 6 (2573 - 2578 м) - IX dg пласт и из скважины №13 (2237 - 2249 м; 2105 - 2120 м) - IX dg и II dg пласты. Для всех проб, кроме пробы из скважины 13 II dg пласта, характерно преобладание нафтеновых углеводородов. В пробе из VII dg пласта их содержание 67,5%, в пробах из IX dg и IV dg пластов их содержание соответственно 46 и 49%. Для пробы из II dg пласта характерно преобладание метановых углеводородов, содержание которых 48,9%.[10]
Таким образом, исследованные конденсаты по групповому химическому составу могут быть отнесены к низкоароматическим с преобладанием нафтеновых и метановых углеводородов.
Состав и свойства вод месторождения, а также содержание и состав растворенного в воде газа изучались по данным исследования глубинных проб, в самоизливающихся скважинах отбор проб воды осуществлялся на устье.
1.5 Технологические показатели разработки месторождения Узл о вое
В основу составления настоящего документа положены запасы углеводородов, подсчитанные СахалинНИПИморнефть объёмным методом и утвержденные ГКЗ от 19.10.76 г.
Исходные данные о принятых подсчетных параметрах и запасах газа и конденсата по залежам и в целом по месторождению приведены в табл. 1 и 2.[11]
Таблица 1. - Основные технологические показатели разработки месторождения Узловое при добыче газа
Таблица 2. - Основные технологические показатели разработки месторождения Узловое при добыче газа
2.1 Особенности эксплуатации газовых скважин
Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие скопления углеводородов в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышкой и основанием. Размеры скопления, состав, фазовое состояние и реологические свойства углеводородной смеси характеризуются большим разнообразием. Весьма разнообразны также коллекторские свойства, глубины залегания, толщины и начальные термобарические параметры вмещающих углеводороды пород. Если учесть еще и широту спектра природно-климатических условий в зонах расположения месторождений, то очевидно, сколь многообразны проблемы, решение которых необходимо при проектировании разработки залежей и отборе запасов природного газа.
Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методики разведочных работ. Некоторые свойства газа и особенности разработки его залежей позволяют применять при разведке методы, существенно отличающиеся от методов разведки нефтяных месторождений. Основные положения методики разведки газовых месторождений состоят в следующем:
1. Газ извлекается из залежи при ее эксплуатации почти полностью без применения законтурного или внутриконтурного заводнения. В результате отпадает необходимость детальной разведки приконтурной зоны газовой залежи для выяснения мест заложения нагнетательных скважин и их количества, в то время как для нефтяных залежей такую разведку в большинстве случаев необходимо проводить.
2. Из отдаленных участков залежи нефть отобрать практически невозможно, газ же подходит к эксплуатационным скважинам с этих же участков с относительно небольшой потерей давления. Это позволяет закладывать эксплуатационные газовые скважины вдали от контура газовой залежи в наиболее благоприятных условиях, преимущественно в самых высоких ее частях. В связи с этим нет необходимости проводить детальную площадную разведку газовой залежи, особенно приконтурной ее части, чтобы выяснить условия заложения эксплуатационных газовых скважин. Для нефтяных залежей такая разведка необходима.
3. Рабочий дебит газовых скважин при прочих равных условиях непременно больше рабочего дебита нефтяных скважин. Это, а также дренаж газа эксплуатационными скважинами с более отдаленных участков позволяет разрабатывать газовую залежь несравненно меньшим количеством эксплуатационных скважин.
Весьма существенно то обстоятельство, что если по окончании разведки нефтяной залежи всегда необходимо бурение эксплуатационных скважин, то по окончании разведки газовой залежи для ее разработки очень часто хватает разведочных скважин, давших газ.
А в некоторых случаях, как показывает практика разведки мелких и средних газовых месторождений, количество этих скважин даже больше того, которое нужно для эксплуатации. Поэтому один из принципов разведки газовых залежей состоит в том, что количество разведочных скважин, которые могут дать газ, не должно превышать количества скважин, необходимых для разработки этой залежи.
4. Законтурная вода в большей части месторождений не успевает восстанавливать давление газа в процессе его отбора из залежи, причем в первой стадии разработки залежи продвижение воды в ней практически ничтожно. Это дает возможность достаточно достоверно оценить запасы по данным относительно кратковременной опытной эксплуатации с использованием падения давления. Такая возможность позволяет резко сократить объемы работ по промышленной разведке газовых залежей для подсчета запасов, что, однако, совершенно не применимо к нефтяным залежам.
Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10 000м и более. Для извлечения углеводородных ком
Методы предупреждения и ликвидации гидратообразования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождения Узловое дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Презумпция невиновности: содержание, история, практическое применение
Психолог Это Человек Который Сочинение
Сборник Контрольных Работ По Истории 8 Класс
Отчет по практике по теме Анализ деятельности предприятия РУП 'Минский тракторный завод'
Реферат: Социальные проблемы современной российской молодёжи и способы их решения
Курсовая работа по теме Разработка фотохостинга
Мочекаменная Болезнь При Беременности Курсовая Работа
Доклад: Эмбриональный период развития человека
Риск: понятие и виды
Кого Можно Назвать Настоящим Лидером Сочинение
Доклад: Анализ себестоимости
Отчет по практике по теме Муниципальное управление Апшеронского района
Отчет по практике по теме Проведение расчетов с бюджетом и внебюджетными фондами в ООО 'Циркон'
Дипломная работа по теме Формирование стратегии городского маркетинга (на примере города Омска)
Контрольная работа: Перцептивные закономерности делового общения
Сторожевая Служба По Северскому Донцу Реферат
Реабилитация Женщин В Послеоперационном Периоде Реферат
Реферат: Зарождение христианства. Скачать бесплатно и без регистрации
Заказать Речь И Презентацию К Дипломной Работе
Что Такое Гипотеза Исследования В Курсовой Работе
Болгария - География и экономическая география презентация
Редкие виды семейства Розоцветные Пензенской области: распространение и охрана - Биология и естествознание дипломная работа
Картографічний документ: історія, сучасний стан, перспективи розвитку - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа