качество работ на высоте. спасибо
Информация о работе
Подробнее о работе
Розробка Штормового родовища
- 69 страниц
- 2016 год
- 137 просмотров
- 0 покупок
Гарантия сервиса Автор24
Уникальность не ниже 50%
Фрагменты работ
1. Геолого-промислова характеристика родовища
1.1 Історія розвідки і геологічного вивчення родовища
1.2 Тектоніка структури
1.4 Фільтраційні властивості порід-колекторів
1.5 Склад і фізико – хімічні властивості пластових флюїдів
2. Аналіз експлуатації свердловин на родовищі
2.1 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання
3. Проектування методу освоєння свердловини
3.1 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта
3.2 Проектування проведення ГРП
3.3 Методика розрахунку основних параметрів процесу
4. Забезпечення життєдіяльності і охорона навколишнього середовища
5.1 Техніко-економічна ефективність освоєння родовища
Висновки
1.1 Історія розвідки і геологічного вивчення родовища
Початок вивчення геологічної будови північно-західної частини акваторії Чорного моря відноситься до 1957р. з проведенням рекогносцірувальних гравіметричних і сейсмічних робіт. На основі цих робіт вперше отримані дані про будову осадового чохла і орієнтовні дані про рельєф фундаменту.
За період 1964-1970рр. вивчено структурний план неогенових і палеогенових відкладів значної частини акваторії моря і виявлений ряд локальних підняттів.
Підняття Штормового родовища виявлено детальними сейсморозвідувальними роботами. Пошуково-розвідувальне буріння на родовищі почате в травні 1981р. До нашого часу на родовищі пробурені свердловини №1, №2, №3 з фактичними вибоями 2052 м, 2340 м, 1975 м.
За результатами буріння і випробовувань цих свердловин виявлено наявність газоконденсатного покладу у відкладах палеоцену і датського яруса.
...
1.2 Тектоніка структури
Штормове родовище відноситься до морського продовження борта Північно-Кримського крейдо-палеогенового прогину.
В осадовому чехлі прогину геофізичними дослідженнями виявлені локальні підняття субширотного простягання. Локальні підняття звичайним чином групуються в декілька лінійних тектонічних зон, які пов’язані з південною і центральною частиною прогину. Штормове родовище відноситься до південної зони піднять. Згідно самих останніх деталізованих сейсмічних робіт родовище являє собою по відкладах палеоцену і дата антиклінальну складку субширотного простягання.
Складка ускладнена двома склепіннями, розділеними малоамплітудною свердловиною. Амплітуда західного склепіння 170 м, східного - 87 м. Розмір складки по ізогіпсі мінус 1000 м, складає 12.5 х 2.8 км. Складка асиметрична і характеризується пологим північним крилом ( кути падіння 6 - 9° ) і більш крутим південним крилом ( до 10.5° ).
...
1.4 Фільтраційні властивості порід-колекторів
Продуктивними на Штормовому родовищі є відклади нижнього палеоцену і дата. Середня товщина палеоценових відкладів складає 85 м із зміною до 102 м в свердловині № 2 на східній перекліналі, від 63 м в склепінні складки. За даними геофізичних досліджень виділені проникні інтервали групуються по розрізу в окремі пачки, які при фактичній відстані між розвідувальними свердловинами не корелюються по площі. Число проникних розділів по свердловинах коливається від 45 до 48. На їх долю приходиться близько 40 % загальної товщини нижнього палеоцену. Товщина непроникних розділів в складі горизонту змінюється від 0.5 до 20 м, складаючи в середньому 1.1 м.
Проникний комплекс нижньопалеоценових порід перекривається товщею непроникних глинисто-карбонатних порід качинського яруса ( 104 м) і товщею глин бахчисарайського яруса ( 76 м ). Видимий розділ між відкладами палеоцену і датським ярусом відсутній.
...
1.5 Склад і фізико – хімічні властивості пластових флюїдів
На Штормовому родовищі гирлові проби газу на хімічні аналізи відібрані в свердловині №1 з палеоцен-датських відкладів (інтервали 1834-1854; 1860-1874м).
Гази цих відкладів більш важкі ніж на Голіцинському родовищі. В них відмічено значний вміст важких фракцій і конденсату. На відміну від Голіцинського родовища гази Штормового характеризуються меншим вмістом метану ( 83-89 % ) і більшим вмістом метанових вуглеводнів.
З невуглеводневих компонентів в незначній кількості присутні вуглекислий газ і азот. Вміст СО2 з глибиною зростає. Сірководень відсутній. Відмічено невелику кількість інертного газу - гелію ( 0.007 % ). Аргон відсутній.
Треба відмітити також, що в палеоцен-датських відкладах Штормового родовища, як і на багатьох інших родовищах Криму, відмічено аномально високий пластовий тиск, який на 80 кгс/см2 вищий за гідростатичний. Коефіцієнт аномальності 1.45. Фізико-хімічна характеристика приведена в таблиці 2.
...
2.1 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання
геологічний газоконденсатний родовище свердловина
Штормове газоконденсатне родовище розробляється як похилоскерованими так і вертикальними експлуатаційними свердловинами, 3 метою ізоляції водоносних пластів, а також для запобігання від обвалів стінок свердловин і запобігання прориву газу в інші пласти, свердловини обсаджено наступними колонами:
- водоізолююча Ø 630 мм;
- кондуктор Ø 324 мм;
- технічна Ø 245 мм;
- експлуатаційна Ø 146 ( або 168) мм.
Для устаткування експлуатаційних свердловин використовують фонтанну арматуру на робочий тиск до 35 МПа - АФК -80/6535, або Foster 3118 – 2/165 (АФК 2-80/6535.
За результатами розрахунків втрат тиску в стовбурі і швидкості газу біля башмака НКТ фонтанні труби пропонується використовують з умовним діаметром 89х6,5 мм та 60,3х5 мм.
Свердловини, які розташовані на шельфі, повинні бути обладнані спеціальним внутрісвердловинним устаткуванням.
...
3.1 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта
В міцних слабопроникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.
Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від забруднення, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.
До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:
• Гідравлічний розрив пласта.
• Соляно-кислотна обробка.
• Термо- кислотна обробка.
• Гідропіскоструминна перфорація.
• Гідрогазопіскоструминна перфорація
• Торпедування свердловини.
• Застосування кавітаційно– пульсаційного методу.
...
3.2 Проектування проведення ГРП
Гідралічне щілинування (розрив) пласта (ГРП) – це метод утворення нових тріщин або розширення деяких існуючих у пласті внаслідок нагнітання у свердловину рідини або піни з високим тиском. Щоб забезпечити високу проникність, тріщини заповнюють закріплюючим агентом, наприклад кварцовим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини змикаються неповністю, в результаті чого значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу й зони пласта з кращою проникністю.
Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений в пласті при нагнітання рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3….7 МПа. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску або його незначному збільшенні.
...
3.3 Методика розрахунку основних параметрів процесу
Тиск розриву пласта Рр є найважливішим параметром ГРП. Встановлено, що можна оцінити тиск розриву пласта за значенням гірничого тиску Ргрн
Рр = 0,8 Ргрн (3.2.1)
Оскільки Рр залежить від напруженого стану порід, який визначається не тільки глибиною їх залягання, така оцінка є дуже ненадійною.
Надійніше можна прогнозувати Рр методом, що грунтується на поєднанні промислового досвіду ГРП у свердловинах даного регіону з дослідженням приймальності тієї свердловини, в якій передбачається розрив.
Для аналізу процесу корисно використовувати індикаторні криві ГРП (рис. 3.2.1)
1- точка, одержана побудовою; 2 – режими ГРП; 3-дослідження свердловини на приймальність; 4 – режими ГРП при закріпленні тріщин; 5 – гіпотетична зміна приймальності.
Рис.3.2.1. Індикаторна крива ГРП, характерна для свердловин Чорного моря.
...
4. Забезпечення життєдіяльності і охорона навколишнього середовища
4.1 Основні проблеми забезпечення життєдіяльності і їх комплексна
оцінка на даному родовищі
Охорона праці на морській стаціонарній платформі включає в себе такі положення:
- загальні вимоги;
- евакуація персоналу;
- індивідуальні і колективні рятувальні засоби;
- протипожежний захист.
Загальні вимоги:
- на МСП в виробничих приміщеннях на видимих місцях розміщені схеми розташування трубопроводів і запірного обладнання на експлуатаційних комунікаціях;
- після шторму обслуговуючий персонал, який назначений начальником, майстром МСП, обстежує стан обладнання, стояків, посадочних площадок тощо.
...
5.1 Техніко-економічна ефективність освоєння родовища
Організація робіт при проведенні ГРП
Гідравлічний розрив пласта (ГРП) – один з основних методів дії на привибійну зону.
Суть ГРП полягає у створенні нових або розширенні існуючих тріщин у пласті шляхом закачки рідини в свердловину під високим тиском і подальшому закріпленні їх розклинюючим високопроникним матеріалом (піском).
Підготовчі роботи і сам процес ГРП містить такі операції:
• промивають свердловину;
• спускають у свердловину високоміцні НКТ з пакером і якорем на нижньому кінці;
• об’язку виконують за схемою (див.графічний матеріал);
• проводиться опресовка всього обладнання, що працює під тиском на півторакратний очикуваємий тиск;
• визначають приймальність свердловини закачуванням рідини;
• закачують по НКТ у пласт рідину-розриву, рідину-пісконосій і протискуючу рідину (властиво гідророзрив);
• демонтують обладнання;
• пускають свердловину в роботу.
Кошторис проведення робіт.
...
Форма заказа новой работы
Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям
