Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Газодобывающей промышленности

Содержание

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………...

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………………...

1.1Общие сведения о месторождении……………………………………………….

История геологической изученности и разработки

месторождения………………………………………………………………………...

Стратиграфия………………………………………………………………….......
Тектоника………………………………………………………………………….
Нефтегазоносность………………………………………………………………..

1.5 Водоносность……………………………………………………………………... 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………

Анализ системы разработки……………………………………………………...
Мероприятия по борьбе с парафина отложениями……………………………..
Парафиноотложения при существующей системе добычи, сбора,

подготовки и транспорта сырья……………………………………………………...

Существующее положение профилактики и удаления

парафиноотложений…………………………………………………………………..

Выводы и рекомендации по предотвращению и удалению парафиноотложений………………………………………………………………......
Профилактика парафиноотложений на проектируемых сооружениях. Саттелитная установка………………………………………………………………..
Основные принципы выбора, контроль качества и эффективности ингибиторов парафиноотложений…………………………………………………...
Основные направления исследований и организации работ по предупреждению и удалению парафиноотложений………………………………..

2.9 Расчет газосепарации фонтанных подъемников………………………………..

ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ……………………………..

Приоритетность охраны труда…………………………………………………...
Характеристика объектов промыслового обустройства по взрывопожароопасности……………………………………………………………...
Технико-технологические решения по обеспечению безопасности производства…………………………………………………………………………..
Охрана атмосферы воздуха, гидросферы и почвы……………………………...
Анализ воздействия нефтепромысла на компоненты биосферы………………
Инженерные и природоохранные мероприятия по защите

окружающей среды…………………………………………………………………...

4 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………

4.1 Организация труда………………………………………………………………..

4.2 Организация труда и его оплата…………………………………………………

4.3 Определение прироста объема продукции после

внедрения мероприятия………………………………………………………………

4.4 Себестоимость добычи газоконденсата…………………………………………

Заключение……………………………………………………………………………

Список использованной литературы…………………………………………….........

Приложение…………………………………………………………………………….

ВВЕДЕНИЕ

Интенсивное развитие газодобывающей промышленности требует повышения эффективности процессов добычи природного газа и конденсата, увеличение компонентной отдачи пластов, совершенствования систем разработки и способов эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, улучшения методов промысловой подготовки газа и конденсата.

Опыт газодобывающей промышленности показывает, что основной проблемой является увеличение полноты извлечения газа и конденсата из продуктивных пластов.

Газовое или газоконденсатное месторождение представляет собой сложную структуру, состоящую из большого числа элементов (скважины, установки комплексной подготовки газа, трубопроводы и т.д.), взаимодействующих между собой и внешней средой на разных уровнях.

С увеличением фонда газовых скважин всё более существенное значение приобретают вопросы их эксплуатации, поскольку это влияет на разработку месторождения в целом. Учёт интерференции скважин необходим при принятии таких технологических решений, как изменение режима работы действующих скважин или выбор мест бурения новых, для более полного охвата пласта фильтрацией, особенно в условиях проявления начального градиента давления.

К настоящему времени для анализа и контроля за процессом разработки газовых и газоконденсатных месторождений используется определённая система сбора соответствующей информации (замер дебитов, забойных, устьевых, пластовых давлений, конденсата содержания в добываемом газе и т.п.). При реализации методов интенсификации добычи газа и конденсата необходимо оперативно осуществлять контроль и оценивать их эффективность для поэтапного принятия решения. При значительных объёмах опытно-промышленных работ требуется проведения большого количества замеров различных технологических параметров, что в свою очередь, требует значительного времени. В этих условиях применяются различные математические методы, позволяющие по небольшому числу измерений какого-либо параметра, например дебита скважин, восстанавливать значения дебитов по большому фонду скважин.

Повышение эффективности разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений связаны с расширением и углублением о свойствах газоконденсатных систем, особенностях их фильтрации в продуктивных пластах, с изучением физико-химических процессов, сопровождающих движение систем в пористых средах.

Даный проект выполнен в соответствии с заданием кафедры НГД – Разработка на дипломное проектирование.

Проект состоит из четырех частей:

- Основная часть;

- технико-технологическая часть;

- охрана труда и окружающей среды;

- экономическая часть.

В технико-технологической части проекта рассматривается геологическая изученность месторождения, нефтегазоносность, отражено состояние разработки, способы эксплуатации и соответствующие расчеты.

В разделе «Охрана труда» приведены и рассмотрены вредные и опасные факторы при освоении скважин и защитные меры при проведении работ.

В разделе «Охрана окружающей среды» отражено влияние вредных производственных факторов на биосферу и рассмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения окружащей среды.

В экономической части произведен анализ вложений на внедрение, а также период окупаемости проекта.

Воды слабоминерализованные, гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией до 1-3 г/л, дебит скважины 26-100 м³/сут. Климат района резко континентальный. Температура воздуха от минус 40 °С (зимой) до плюс 40 °С (летом). Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направлений. Среднегодовое количество осадков составляет 300 – 350 мм, выпадающих в основном осенью, зимой и весной. Глубина промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 м в зависимости от толщины снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней (с15.10 по 15.04). Растительность типичная для сухих степей. В пределах площади проектируемых работ степи сплошь распаханы. Очень большое количество паразитных насекомых.

1.2 История геологической изученности и разработки месторождения

Сейсмические работы методом отражённых волн (МОВ) с магнитной регистрирующей аппаратурой по редкой сети профилей (по 10 км.) впервые на Карачаганакской площади были проведены Уральской геофизической экспедицией (УГФЭ). В 1970 – 1972 гг. по их результатам было выявлено Карачаганакское подсолевое поднятие, представлявшее собой антиклинальную структуру с размерами 5х9 км и амплитудой 150 км по отражающему горизонту “П ” - подошва соленосных отложений кунгура.

В результате переинтерпретации материалов в ходе тематических работ структура по отражающему горизонту была значительно уточнена и вырисовывалась в виде брахиантиклинами с размерами 10х20 км, амплитудой более 400 м с минимальной отметкой в своде 4400 м. Эти материалы были положены в основу рекомендаций на заложение параметрической скважины (П-10).

В 1978-1979 гг. на Карачаганакской площади были проведены детализационные сейсмические работы методом отражённой глубинной точки (ОГТ) в объёме 770 пог. км по методике 12-кратного и частично 6-кратного перекрытия.

В 1981-1983 гг. на Карачаганакской площади продолжались детализационные комплексные геофизические исследования с задачей уточнения геологического строения подсолевой структуры.

В процессе тематических работ проводилась комплексная интерпретация данных сейсморазведки и гравиметрии, сейсморазведка и электроразведка.

Анализ структурных построений, выполненных на различных стадиях разведки показывает, что бурение и детализационные работы по сейсмораведке МОГТ последовательно уточняли конфигурацию структуры, изменяя её значительно. В 1984-1985 гг. дополнительные уточняющие исследования МОГТ по системе 24-кратного прослеживания были проведены в переферийных частях Карачаганакской структуры. Их результаты в целом подтверждали ранее выполненные структурные построения.

В период с 1978 г. по 1985 г. в пределах Карачаганакской площади отработано более 6000 пог. км профилей МОГТ и МОГТ-ШП. Полученный сейсмический материал неоднороден по качеству прослеживания подсолевых горизонтов. Участкам, перекрытым соляными куполами, соответствуют зоны пониженного качества прослеживания подсолевых отражений. Вместе с тем большая плотность сейсмических профилей на структуре, многовариантность обработки сейсмических данных на ЭВМ, интерпретация сейсмической информации с применением принципов структурно-формационного и сейсмо-стратиграфического анализа позволили создать надежную структурную основу для размещения поисковых и разведочных скважин.

В июле 1982 года бригадой специалистов был разработан план проведения дополнительных сейсморазведочных работ в новой, более эффективной модификации объёмной сейсморазведки (МОС) с отработкой плотной сети профилей МОГТ. Основной геологической задачей этих работ являлось получение надёжной сейсмической информации по наиболее сложно построенному участку подсолевой структуры за счет высокой плотности наблюдений, трёхмерной миграции волнового поля, изучение пространственных динамических особенностей колебаний.

1.3 Стратиграфия

На площади проектируемых работ наиболее древними вскрытыми отложениями являются отложения нижнего девона /скв. 15, Д-5/. Описание нижележащих отложений делятся по аналогии с районами Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского и Соль-Илецкого сводов.

По данным сейсморазведки на площади проектируемых работ глубина залегания фундамента /горизонт “ф”/ составляет порядка 7-9 км.

Верхнепротерозойская группа – РR - Региональное распространение в данном районе имеют два комплекса - рифейский и вендский.

Сложен он толщей красноцветных пород молассовидного облика с грубым чередованием КПШ гравелитов, песчаников и аргиллитов.

Вендский терригенный комплекс бурением вскрыт в пределах Восточно-Оренбургского свода. Толщина комплекса предположительно составляет 600-800 м. Отложения, трансгрессивно залегающие на фундаменте или отложениях рифея, представлены серо-цветными песчаниками и аргиллитами с подчинёнными прослоями карбонатных пород.

Палеозойская группа - PZ Ордовикская и силурийская системы – О-S.

Отложения ордовика установлены на востоке и юге Восточно-Оренбургского свода, в пределах Соль-Илецкого свода и в прогибе, разделяющие их. Максимальная толщина отложений вскрыта скв. 1. Красный яр в бортовой части Соль-Илецкого свода. Скважина по ордовикским отложениям прошла 2020 м и не вскрыла их на полную мощность.

На юге и востоке Восточно-Оренбургского свода так же вскрыты силурийские отложения, максимальная толщина их составляет 40 м.

Нижнепалеозойские отложения сложены плотными песчаниками и аргиллитами серого цвета с прослоями карбонатных пород.

В разрезе Карачаганакской площади предполагается присутствие нижнепалеозойских отложений общей толщиной порядка 1000 м.

Керн из интервала 6245 – 6248 м представлен аргиллитами тёмно-серыми с буроватым оттенком.

Вскрытая толщина нижнедевонских отложений составляет около 30 м.

Средний отдел Д2 - Среднедевонские отложения вскрыты поисковыми скважинами Д-6 и 15 и представлены эйфельским и живетским ярусами.

Отложения эйфельского яруса, по данным скважины Д-5 состоят из карбонатно-глинистой толщи, предположительно бийского возраста /интервал 6218 – 6081 м/, карбонатной /интервал 5980 – 5955 м / толщин, предположительно афонинского возраста. В скважине Д-5 эта толща имеет аналогичную характеристику и, скорее всего, может расцениваться как покрышка.

Верхний отдел. Д3 - Верхнедевонские отложения представлены фаменским ярусом. Нижне-среднефаменские нерасчленённые отложения со стратиграфическим перерывом перекрывают среднедевонские отложения. Наиболее полно разрез нижне-среднефаменских отложений изучен в 15 скв., где встречаются прослои серых и тёмно-серых органогенно-обломочных известняков, и почти чёрных мелко кристаллических доломитов. Лишь в южной части месторождения известняки имеют подчиненное значение.

Верхнефаменские отложения имеют чёткую палеонтологическую характеристику по фораминиферам, частично по водорослям. Толщина верхнефаменских отложений достигает до 368 м, и в краевых частях поднятия.

Каменноугольная система – С - Отложения каменноугольной системы, вскрытые на всей изученной площади, представлены нижним и средним отделами.

Нижний отдел – С1 - Нижние каменноугольные образования представлены турнейским визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус представлен нижним подъярусом и литологически не отличается от верхнефаменских. Толщина колеблется от 5-79 м.

Визейский ярус перекрывает турнейские отложения с небольшим перерывом и определяется по редкой литологической смене водорослево-сферовых известняков органогенно-обломочными разностями или термоцветными глинисто-битуминозными доломитизированными известняками. Мелководный тип представлен известняками биоморфно-детритовыми толщиной до 1448 м, рифовый тип – известняками светло-серыми преимущественно водорослями толщиной до 623 м, глубоководное темно-серыми и серыми плитчатыми, микро слоистыми известняками и доломитами толщиной до 27 м.

Ассельский ярус сложен тремя типами разреза. Первый боигенными известняками. Второй – склоновый биоморфно-детритовыми известняками. Третий – глубоководные, почти чёрные битуминозные породы. Максимальная толщина ассельских отложений биогенного типа достигает 557 м, склонового от 42 до 216 м. Глубоководные ассельско-артинские отложения общей толщиной 20-40 м на ярусы не подразделяются.

Сакмарский ярус - в рифовой фации представлен серыми водорослевыми известняками, в склоновых типах - органогенно-детритовыми и пелитоморфными известняками. Толщина первого типа от 23 до 90 м, второго от 15 м до 56 м.

В относительно глубоководном типе разреза сакмарские отложения выделяются условно.

Артинский ярус - в рифовом и склоновом типах разреза подразделяется на 2 подъяруса: нижне - и верхнеартинский. Первый сложен из разрезов двух типов рифового /биоморфно-детритового известняка/ и склонового/ в основном вторичные доломиты/ и достигают толщины 90 м. Второй по литологии и типу разреза сходен с первым подъярусом. Толщина артинских отложений в биогенном типе разреза от 143 м до 303 м, в склоновом типе от 5 до 217 м.

Кунгурский ярус - в наиболее полных разрезах представлен нижней толщей карбонато-сульфатной серые, голубовато-серые ангидриты, с прослоями доломитов, и верхней соленосной каменной солью и соленосно-терригенными породами. Толщина первой колеблется от 1 до 300 м, толщина соленосных отложений изменяется от 172 м до 3028 м.

1.4 Тектоника

Месторождение Карачаганак приурочено к крупному поднятию в отложениях подсолевого палеозоя, расположенного в Карачаганак-Кобландинской зоне в внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины на небольшом удалении к северу от Карачагакского поднятия фиксируется бортовой уступ Прикаспийской впадины, простирающийся в целом в субширотном направлении. Наиболее чётко этот уступ выделяется по подошве кунгурского яруса. В подстилающих нижнепермских и каменноугольных отложениях в районе уступа наблюдается резкая смена шельфовых карбонатных фаций на глубоководные глинисто карбонатные, в связи с чем уступ считается тектоно-седиментационным образованием в зоне сочленения Прикаспийской впадины с Волго-Уральской антиклизой. В пределах бортового уступа Прикаспийской впадины и его внешнего обрамления по различным горизонтам подсолевого палеозоя выделяется ряд поднятий преимущественно валообразного характера.

По имеющимся геофизическим данным во внутренней части северного борта впадины также намечается ряд подобных структур. При этом считается, что Карачаганакское поднятие является составной частью Карачаганакско-Кобландинского вала. Строение Карачаганакского подсолевого поднятия охарактеризовано структурными планами по четырём отражающим горизонтам (П3, С1, П2, П1-S), из которых два нижних (П3, С1), не имеет привязки к данным бурения непосредственно на месторождении и поэтому их стратификация условна. Горизонт П3 предположительно относится к подошве карбонатного комплекса верхнего девона. Горизонт С1 – к кровле известняков турнейского яруса нижнего карбона, горизонт П2 - к размытой поверхности нижнего - среднего карбона и горизонт П1-S - к кровле известняков артинского яруса нижней перми (П1) и перекрывающих их ангидритов филипповского горизонта (S), там где мощность последних незначительна. Отражения П1 и S практически сливаются в единый отражающий горизонт. Сравнение структурных планов Карачаганакского поднятия по указанным горизонтам подсолевого комплекса свидетельствует как о явных чертах их сходства, так и о наличии весьма существенных различий. При этом структурные планы горизонтов П1 и П3 характеризуют, соответственно, строение кровли и подошвы карбонатного массива месторождения Карачаганак, а горизонт С1 и П2 - его внутреннее строение на уровне каменноугольных отложений.

По всем указанным горизонтам поднятие имеет несколько вытянутую форму и ориентированно в субширотном направлении более или менее параллельно бортовому уступу Прикаспийской впадины. Достаточно близкими остаются и размеры поднятия в контурах, замыкающих его изогипсы по каждому горизонту. Весьма существенной особенностью строения карбонатного массива Карачаганакского поднятия является увеличение его амплитуды вверх по разрезу, что объясняется его тектоно-седиментационной природой. Зона увеличения мощностей нижнепермских карбонатных образований, получившая чёткое структурно - морфологическое обособление, локализуется в пределах центральной части поднятия.

1.5 Нефтегазоносность

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву размерами 29х16 км и амплитудой около 1700 м.

Залежь массивная экранируется галогенно-терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и верхней перми.

Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного пласта филлиповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине 30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47,7 тыс. м³/сут. и 47,5 тыс. м³/сут. соответственно. Толщина филиповского горизонта колеблется от первых метров до 302 метров. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10 метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённая, границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем ГНК основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9,0%, достигая иногда 13%.

Небольшая нефтяная залежь выявлена в спорадически развитых в пределах межкупольной мульды низкопорово-трещиноватых коллекторах залегающих непосредственно над филипповским горизонтом. Из скважин 112 получен приток нефти дебитом 30 м³/сут. Толщина продуктивности пласта от 2 до 20м. Тип ловушки пластовый, литологически ограниченный.

Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м³/сутки и газа 69,1 тыс. м³/сут. при опробовании интервала 5670 –5764 м в скважине № 15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.

Залежь состоит из двух частей газоконденсата, приурочено к нижнепермско-каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных отложениях.

Дебиты газа составляют 40-1980 тыс. м³/сут., а конденсата 30-1354 м³/сут. Площадь газоносности равен 197,9 млн. м², при высоте залежи 1390 м. ГНК принят в среднем на абсолютной отметке - 4950 м. Пластовая газоконденсатная смесь состоит из трёх основных групп: углеводородов (87,8 - 91,5%), кислых (8,0 - 11,4% об.) и инертных (0,6-1,1% об.).

Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800 кг/м³, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м³. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м³ приводит к повышению его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м²/с, повышение температуры застывания на 15 ºС, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28 до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих – смолы и асфальтены.

Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе, отобранной в скважине 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м³. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.) смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2 - 78,4% мас.) и его гомологами С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 - 7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.

Газодобывающей промышленности 📙 Курсовая → 🆔 59347