Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

Геолого-геофизическая характеристика Керновского газоконденсатного месторождения, фильтрационно-емкостные свойства; нефтегазоносность района, перспективы. Оценка влияния разработки скважин на уровень дневной поверхности; технико-экономические показатели.


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.

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Ухтинский государственный технический университет
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики
Оценка влияния разработки Керновского месторождения на уровень дневной поверхности
Объем 97 стр., ил. 22, табл. 18, библ. назв. 9, графич. прил. 6.
Ключевые слова: скважина, газ, нефть, конденсат, месторождение, технологические показатели разработки, проседание
На основе собранной геолого-промысловой информации, проанализированы общие сведения о Керновском газоконденсатном месторождении. Рассмотрены особенности геологического строения, состав и свойства углеводородных флюидов, изучены фильтрационно-емкостные свойства Керновского месторождения. По выбранному участку залежи выполнен расчет основных показателей разработки и дана оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания, что является главной целью дипломного проекта.
Volume 97 pages, illustrations 22, tables 18, 9 bibliographic titles, graphical attachments 6.
Keywords: well, gas, oil, condensate, field, technological development performance, subsidence
On the asis of the collected geological - fishing information analyzed general information about Kernovskoe gas condensate field. The features of the geological structure, composition and properties of hydrocarbon fluids have been studied - fluid properties of Kernovskoe field. The selected site deposits calculated on basic indicators of development and evaluated the influence of the field development to the level of subsidence, which is the main purpose of the graduation project.
1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений
1.1.2.1 Краткие сведения о нефтегазоносности района и перспективы месторождения
1.1.2.1 Характеристика залежи в песчаниках старооскольского горизонта среднего девона
2. СВЕДЕНИЯ О РАЗРАБАТЫВАЕМОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
2.1 Движение фонда скважин по годам и условия их эксплуатации
2.2 Анализ результатов исследований скважин в процессе разработки
2.2.2 Исследование продуктивной характеристики
2.2.3 Исследование газоконденсатной характеристики
2.3 Текущее состояние разработки месторождения
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ КЕРНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
3.1 Обоснование расчетной методики прогноза показателей разработки
3.2 Исходные данные для технологических расчетов
3.3 Расчет технологических показателей разработки
3.4 Анализ расчетных коэффициентов извлечения газа и конденсата
3.5 Проседание дневной поверхности месторождения
3.5.2 Расчет проседания уровня дневной поверхности
4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
4.1 Идентификация потенциальных опасностей Керновского месторождения
4.1.1 Анализ воздействия объекта на условия труда
4.1.2 Анализ возможных чрезвычайных ситуаций
4.1.3 Анализ воздействия объекта на окружающую среду
4.1.3.1 Анализ состояния территории
4.1.3.2 Анализ воздействия объекта на окружающую среду
4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности и экологичности проекта
4.2.1 Нормативно-техническая база обеспечения безопасности и экологичности
4.2.2 Мероприятия по обеспечению безопасных условий труда
4.2.3 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси на кусте скважин
4.2.4 Мероприятия по обеспечению безопасности объекта при чрезвычайных ситуациях
4.3 Мероприятия по охране окружающей среды
5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НИР
Керновское месторождение было открыто в 1983 году. Расположен в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия.
Целью дипломного проекта является оценка влияния разработки участка Керновского месторождения на уровень дневной поверхности.
Эта тема на сегодняшний день имеет большую актуальность для газовой отрасли, так как явление проседания может приводить к очень серьезным последствиям угрожающие здоровью и жизни людей, добывающему оборудованию.
Разработка нефтяных и газовых месторождений сопровождается процессами деформирования коллекторов и вмещающих пород, что может проявляться на земной поверхности в виде её оседания.
Непосредственной причиной деформации горных пород при добыче углеводородов является падение пластового давления вследствие добычи флюидов. Снижение пластового давления нарушает сложившийся баланс сил в горном массиве и вызывает дополнительную нагрузку на матрицу коллектора, что является причиной его уплотнения и деформаций окружающих пород.
Мировой опыт говорит о том, что оседание земной поверхности может составлять от нуля и первых сантиметров до десятков метров. Примером служит Северо-Сравропольско-Пелагиадинское газовое месторождение, где проседание достигало до 0,15 м, Гуз Крик (США) - 0,65 м, в Бачакуэро (Венесуэла) - до 3,7 м.
Все это представляет большой интерес для изучения, так как в Республике Коми имеются газоконденсатные месторождения находящиеся в разработке.
С 2004 г. старооскольской залежь разрабатывается в соответствии с «Дополнением к проекту доразработки» (протокол №36-р/2004 г. от 24.06.2004 г.).
Разрабатываемая залежь по типу классифицируется как пластовая сводовая, тектонически и стратиграфически экранированная, с литологическим ограничением. Глубина залегания 4083 м, средняя общая толщина старооскольских отложений достигает 145 м, газоводяной контакт определен на отметке минус 4088 м.
Тип коллектора - поровый. Продуктивные отложения в основном представлены кварцевыми песчаниками, от мелко- до грубозернистых. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов характеризуются значительной неоднородностью. Средняя пористость коллекторов около 8,3% (от 5,4 до 15,2%) при проницаемости 22,0 мкм 2 (от 1,0 до 89,1 мкм 2 ). Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 54,4 (скв. 74) до 0,6 м (скв. 93). Средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина - 22 м.
Максимальные толщины приурочены к сводовой и присводовой частям залежи. К периферии доля коллекторов уменьшается и увеличивается расчлененность разреза.
Начальный состав и физико-химические свойства пластовых флюидов приняты по результатам промысловых и экспериментальных исследований рекомбинированных проб из присводовой скв. 74. Тип пластового газа углеводородный, подтип метановый, начальное содержание конденсата 345 г/м 3 . Молекулярный состав пластового газа, %: содержание метана - 78,99; этана - 8,38; пропана - 3,04; бутанов - 1,21; пентана - 6,11; углекислого газа - 1,12; азота + редких - 1,15. Коэффициент сжимаемости 1,015.
Давление начала конденсации углеводородной смеси (40,8 МПа) ниже начального пластового давления (44,5 МПа) на 3,7 МПа. Конденсат содержит по массе, %: масел - 41,34, парафинов - 3,39 и асфальто - смолистых веществ - 0,35. Стабильный конденсат содержит до 55% бензиновых фракций, плотностью более 0,75 г/см 3 и молекулярной массой 127.
В продуктивных старооскольских отложениях месторождения выделен один эксплуатационный объект. Критериями выделения послужили следующие геолого-геофизические и геолого-промысловые показатели: совпадение контуров залежей (частей залежи) в разрезе и по площади; газовый режим работы залежей с незначительным локальным (“языковое”) избирательным поступлением пластовых вод по отдельным высокопроницаемым прослоям и зонам повышенной трещиноватости; литолого-физические свойства продуктивных пластов (литология, проницаемость, наличие трещин, состав цемента пород и т.д.); физико-химические свойства пластовых флюидов и термобарические условия (газонасыщенность, вязкость, содержание парафинов, серы и других компонентов, осложняющих условия эксплуатации; пластовые давления, давления выпадения конденсата в пласте, способность газов к гидратообразованию и т.п.).
Строение залежи осложнено экранирующим высокоамплитудным надвигом. Кроме этого, многочисленные нарушения надвигового типа разбивают залежь на пять (I-V) в различной степени гидродинамически связанных блоков.
Наиболее крупным является III блок, выделенный в сводовой части месторождения: к нему приурочены основные запасы углеводородов, и из него осуществляется основная добыча. Ухудшение коллекторских свойств наблюдается от свода (зона максимальных газонасыщенных толщин) к периклиналям. В пределах III блока пробурено 26 скважин (скв. 2, 3, 7, 10, 12-18, 20, 22-27, 72-74, 77, 84, 85, 94 и 95). Все скважины, за исключением скв. 94, находятся в контуре продуктивности .
Эксплуатационные скважины по площади месторождения располагаются по треугольной сетке (расстояние между ними 0,5-1,5 км) от свода к крыльям структуры. При условии равномерного и одновременного разбуривания как сводовой, так и краевых частей, такая плотность была бы достаточной для уточнения особенностей строения залежи и изменений условий ее разработки. Однако, в первую очередь велись разбуривание свода и интенсивная его разработка, в то время как периферийные части залежи оставались неизученными. Это привело к тому, что в процессе последующего разбуривания краевых зон залежи получаемая информация отображала уже изменившиеся в результате эксплуатации термобарические условия и фазовое состояние углеводородов в залежи (при опробовании скв. 3, 24, 26, 28 и 30 были получены притоки как газоконденсатной смеси, так и жидких пластовых флюидов).
Разбуривание старооскольской газоконденсатной залежи завершено в 1990 г. Пробурена 31 эксплуатационная скважина.
До 1988 г. происходило увеличение действующего фонда скважин с различной продуктивностью. Сокращение действующего фонда скважин с 21 (1988 г.) до пяти (1995 г.) объясняется низкой продуктивностью периферийных скважин (скв. 23, 25, 27-30, 32) и ухудшением продуктивности по ряду скважин (скв. 6, 9, 10, 17, 20, 22, 83 и 95) в связи с появлением двухфазной фильтрации (скопление жидких углеводородов в призабойной зоне пласта). Эти скважины даже в газлифтном режиме не могли работать в систему сбора (проведенные методы интенсификации по скважинам ожидаемого эффекта не дали), часть скважин не вступила в эксплуатацию по причине накопления столбов жидкости при опробовании. По низкодебитным скважинам происходило самоглушение.
В августе 1997 г. по различным причинам (неудовлетворительное техническое состояние и отсутствие притоков газа) в консервацию была выведена 21 скважина.
По состоянию на 01.01.2008 г. на балансе недропользователя числится 51 скважина (таблица 2.1).
Эксплуатационный фонд составляет девять скважин, в том числе семь - действующих. В фонде контрольно-наблюдательных скважин числятся четыре скважины. В консервации по различным причинам находятся 17 эксплуатационных и три контрольно-наблюдательные скважины, в ожидании ликвидации - одна скважина. В процессе разбуривания и разработки из числа эксплуатационных скважин по техническим и геологическим причинам ликвидировано пять.
Среднегодовой дебит по скважинам составил 44,7 тыс. м 3 /сут. (в 2006 г. 45,0 тыс. м 3 /сут), коэффициент эксплуатации 0,961 (в 2006 г. 0,971); коэффициент использования 0,735 (в 2006 г. 0,710); средневзвешенное по отборам устьевое давление 1,74 МПа (в 2006 г. 1,92 МПа); депрессия 3,08 МПа (в 2006 г. 3,15 МПа). За 2007 г. извлечено “сухого” газа 112,1948 млн. м 3 и 9,347 тыс. т стабильного конденсата. Среднее содержание стабильного конденсата C 5+ составило 84,14 г/м 3 против начального 345 г/м 3 .
По состоянию на 01.01.2008 г. из залежи в отложениях D 2 st отобрано 13319,22 млн. м 3 “сухого” газа и 2061,378 тыс. т стабильного конденсата (С 5+ ), что составляет 59,8 и 26,8% соответственно от утвержденных в ЦКЗ по категории С 1 начальных геологических запасов.
Состояние фонда скважин на 01.01.2008 г.
переведены из поисково-оценочных и разведочных
Всего из числа пробуренных, в том числе:
ликвидированы по техническим и другим
Контроль за динамикой пластовых давлений в скважинах ведется путем замеров статических и пластовых давлений. В 2007 г. выполнены замеры пластовых давлений по трем скважинам (скв. 9, 15 и 30). Характер изменения давления во времени показывает, что пластовое давление продолжает снижаться.
Распределение пластового давления по всей площади залежи в отложениях D 2 st представлено на карте изобар (рисунок 2.3), построенной с использованием программного комплекса «Landmark» в пакете Z-MAP Plus. Как видно из рисунка, пластовое давление по скважинам изменяется в широком диапазоне: от 5,14 МПа (скв. 13) до 27,32 МПа (скв. 30). Зона низкого давления (изобара 8 МПа) охватывает сводовую часть месторождения, где находятся действующие скважины (блок III). Максимальная изобара (32 МПа) проходит вблизи контура газоносности и определяется давлением по скв. 30 (блок V). Скважины с повышенным давлением (скв. 1, 6, 9, 11, 27, 28, 29, 30, 32 и 84) находятся в блоках II, IV и V с ухудшенными коллекторскими свойствами. Текущие пластовые давления по периферийным скважинам на 15-20 МПа выше, чем по сводовым, что свидетельствует о затрудненной газогидродинамической связи между блоками.
В то же время по всем скважинам текущее пластовое давление ниже начального, то есть газонасыщенный объем залежи практически весь дренируется.
Карта изобар построена с некоторой долей условности по следующим причинам:
- скв. 16 и 19 исключены из построения по причине того, что они длительное время находились в капремонте по извлечению оборванных НКТ, продуктивные пласты после ремонта остаются перекрытыми оставшимися трубами и металлической стружкой; по скважинам газодинамическая связь с пластом отсутствует;
- По скв. 13 с 1992 г., по скв. 7 и 17 с 1994 г., по скв. 2, 14, 23, 27, 28, 83 с 1995-1998 гг., по скв. 14, 18, 26, 28, 74 с 2002 г. глубинные замеры пластовых давлений отсутствуют, давление по ним определялось экстраполяцией по графикам изменения давления во времени.
- Средневзвешенное пластовое давление по объему порового пространства в контуре газоносности составило 14,28 МПа (в 2006 г. 14,35 МПа), в зоне отбора 8,11 МПа. Динамика пластового давления указывает на газовый режим разработки месторождения.
Динамика основных показателей по залежи с начала разработки приведена на рисунке 2.1, за период 2002 -2007 гг. - в таблице 2.2.
Отборы “сухого” газа с начала разработки залежи по скважинам представлены на карте разработки (рисунок 2.2). Основная добыча газа приходится на сводовые скважины. Накопленный отбор по ним составляет около 88 % от общей добычи по залежи.
Рисунок 2.1 - Основные показатели разработки Керновского НГКМ (на конец 2007 г.)
Рисунок 2.2 - Карта разработки старооскольской залежи Керновского НГКМ: 1 - внешний контур газоносности; 2 - номер скважины.
Скважины: 3 - действующие; 4 - бездействующие; 5 - ликвидированные; 6 - контрольно- наблюдательные; 7 - пьезометрические; 8 - в консервации; 9 - в ожидании ликвидации.
Продукция скважин: 10 - газоконденсатные; 11 - жидкостные; 12 - с преобладанием пластовых вод в попутных жидкостях (>70 %); 13 - с отбором менее 5 млн м 3 .
Площади кругов пропорциональны отбору «сухого» газа.
Рисунок 2.3 - Карта изобар старооскольской залежи Керновского НГКМ, приведенная к отметке средневзвешенной плоскости минус 3994 м, по состоянию на 01.01.2008 г.
Годовые показатели разработки Старооскольской залежи Керновского НГКМ
Номер протокола Дата утверждения проекта
Фактическое извлечение "сухого" газа, млн. м3
Коэф., учитыв. газы стабилизации, д.
Остаточные запасы "сухого" газа, млн. м3
Коэф. Падения годовой добычи газа, д.
Фактическое извлечение С5+ из пласта, тыс. т
Коэффициент извлечения С5+ от начальных запасов, %
Остаточные запаcы С5+, тыс. т (от балансовых)
Фонд газоконденсатных скважин на конец года, ед.
Средний дебит промыслового газа, тыс. м3/сут
Устьевое давление на конец года, МПа
Общепромысловый объем попутной воды, тыс.м3
Общие сведения о районе Днепровского месторождения, его геолого-геофизическая характеристика. Методы разведки и разработки. Изучение коллекторских свойств продуктивных пластов месторождения. Состав пластовых флюидов. Этапы разработки месторождения. дипломная работа [3,5 M], добавлен 10.11.2015
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
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
История разработки и геологическое строение газоконденсатного месторождения: характеристика разбуриваемой площади, лито-стратиграфический разрез скважин, газонефтеносность. Обоснование конструкции скважин, расчет обсадных колонн и осложнения при бурении. дипломная работа [509,8 K], добавлен 17.06.2009
Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта. дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012
Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта. дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014
Геолого-физическая характеристика месторождения. Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов. Особенности выработки запасов нефти. Конструкция скважин. Испытание на герметичность. Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования. дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2016
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Написать Эссе На Тему Мое Хобби
Дипломная работа по теме Поощрение и наказание в преодолении нарушений поведения младших школьников
Реферат: Коммуникационная политика
Курсовая работа по теме Воздействие цунами
Реферат по теме Личность и травма
Реферат по теме Три великие победы русского флота: гангутский бой
Курсовая Работа На Тему Роль Нормирования Оборотных Средств В Эффективной Работе Кфх "Андреапольское" Калининского Района Тверской Области
Сочинение Про Птичку 4 Класс
Реферат На Тему Европейский Союз Как Один Из "Центров Силы" Современной Мировой Экономики
Реферат по теме Искушение Христа в пустыне
Реферат: Аппаратура для современной жидкостной хроматографии. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Внешние устройства персонального компьютера
Дипломная работа по теме Совершенствование деятельности коммерческого банка на рынке пластиковых карт на примере ОАО "МДМ Банк"
Сочинение Описание Памятника Культуры Медный Всадник Краткое
Пример Реферата Скачать
Стандарт 2022 Структура Курсовой Работы
Курсовая Влияние Упаковки На Экологическую Безопасность
Полное Собрание Сочинений Андреева
Эссе Наставника Воспитателя
Реферат: Анализ финансовых результатов предприятия ОАО Газ – Сервис
Ревизия кассы - Бухгалтерский учет и аудит презентация
Воздушно-десантные войска (ВДВ) - Военное дело и гражданская оборона презентация
Основы биологических знаний - Биология и естествознание курсовая работа