Газоконденсатное месторождение Астрахановское - Дипломная работа

1.3.1 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов и пород покрышек (по керну) 1.4 Физико-химические свойства и состав пластовых газа и конденсата..4.2 Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата 1.5 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их продуктивной и энергетической характеристик Технология и техника добычи газа и конденсата 3.5 Общее понятие о технологическом режиме и основные факторы, обуславливающие егоскважина пласт гидродинамический добычаЦелью работы является анализ текущего состояния разработки месторождения, обоснование мероприятий, направленных на обеспечение текущей и перспективной добычи газа на месторождении, расчет проектных показателей разработки, контроль соответствия фактических и проектных показателей и рекомендации по дальнейшей эксплуатации месторождения.Месторождение Астрахановское расположено в северной части острова Сахалин в 60 км юго-западнее г. В административном отношении входит в состав Охинского района Сахалинской области. В районе работ по берегу залива имеются два заброшенных рыбацких поселка Кирпичики и Успеновка. В орографическом отношении район работ представляет слабохолмистую низменную равнину, постепенно погружающуюся в северном и восточном направлениях, расположенную на северо-западном борту Сахалинской низменности. Гидросеть района представлена реками, впадающими в залив Байкал, и правыми притоками реки Успеновки: Малая, Филипповка, Каплун и др.В разрезе XVI пласта выявлено четыре пропластка с самостоятельными контурами газоносности (XVI1, XVI2, XVI3, XVI4). Общие запасы месторождения категории С1 составляют 813 млн. м3, категории С2 - 576 млн. м3 сухого газа. В разработке находятся пять залежей первого блока, четыре залежи объединены в два эксплуатационных объекта: XVI1 2, XVI3 4 пласты. Залежь XI пласта практически выработана (газоотдача на 01.05.2005 г. составила 87 %). В дальнейшем предлагается существующим фондом разрабатывать уже вовлеченные объекты, а также ввести в эксплуатацию залежи IV и VII пластов в I блоке с запасами категории С2 188 и 216 млн. м3 газа соответственно, и залежи II-го блока - XIII, XVI1 пласты с запасами категории С2 91 и 81 млн.м3.Горизонт Индекс пласта Блок Глубина залегания пласта в своде, абс. м Высотные положения ГВК/абс. отм/м Размеры залежей Пределы, средние величины газонасыщенных толщин, м Типы залежей длина, м ширина, м высота, м XVI1 I 2754 - 2776 1750 1050 22 7,5-0 6,6 пластов. сводовая тект. экран. XVI1 Ia 2760 - 2776 300 220 16 8,0-0 8,0 пластов. тект. экран. XVI1 II 2740 - 2766 1000 1000 26 10,0-0 8,0 пластов. тектон. экранир. XVI2 I 2773 - 2793 1750 970 20 6,6-0 5,1 пластов. сводовая тект. экран.

Содержание

Реферат

Введение

1. Геолого-литологическая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Целью работы является анализ текущего состояния разработки месторождения, обоснование мероприятий, направленных на обеспечение текущей и перспективной добычи газа на месторождении, расчет проектных показателей разработки, контроль соответствия фактических и проектных показателей и рекомендации по дальнейшей эксплуатации месторождения.

В качестве геологической основы и исходных характеристик приняты материалы «Подсчета запасов газа и конденсата по месторождению Астрахановское по состоянию на 01.01.2003 г.»; протокол № 380 от 25 мая 2004 года.

Величины начальных балансовых запасов: газа категории С1 - 813 млн. м3, категории С2 - 576 млн. м3; конденсата балансовые извлекаемые: категории С1 - 145 / 101 тыс. т, категории С2 - 50 / 38 тыс. т.

Для технико-экономической оценки показателей разработки месторождения было рассмотрено три варианта, отличающихся темпами отбора газа, вовлеченными в разработку запасами, фондом добывающих скважин.

Газоконденсатное месторождение Астрахановское введено в разработку в 2001 году.

В разрезе месторождения выделено пять продуктивных пластов: IV, VII, XI, XIII, XVI. В разрезе XVI пласта выявлено четыре пропластка с самостоятельными контурами газоносности (XVI1, XVI2, XVI3, XVI4). Всего выделено 10 газоконденсатных залежей.

Общие запасы месторождения категории С1 составляют 813 млн. м3, категории С2 - 576 млн. м3 сухого газа. В настоящее время в разработку вовлечены 800 млн. м3 (58 % от общих запасов).

В разработке находятся пять залежей первого блока, четыре залежи объединены в два эксплуатационных объекта: XVI1 2, XVI3 4 пласты. Залежь XI пласта практически выработана (газоотдача на 01.05.2005 г. составила 87 %).

Режим разработки месторождения - упруговодонапорный.

Технологический режим работы скважин - режим постоянной дипрессии.

За время эксплуатации на 01.01.2005 г. извлечено 413 млн. м3 газа и 60,1 тыс. т конденсата. Эксплуатационный фонд составляет три скважины (№№ 8, 3, 11).

Осуществляемый контроль за разработкой месторождения весьма ограничен, поэтому «средние» параметры залежей, закладываемые в технологические расчеты не являются достаточно точными и требуют в дальнейшем регулярных мероприятий по контролю за эксплуатацией.

В дальнейшем предлагается существующим фондом разрабатывать уже вовлеченные объекты, а также ввести в эксплуатацию залежи IV и VII пластов в I блоке с запасами категории С2 188 и 216 млн. м3 газа соответственно, и залежи II-го блока - XIII, XVI1 пласты с запасами категории С2 91 и 81 млн.м3.

В работе рассмотрено три варианта дальнейшей разработки месторождения, которые отличаются темпами отборов, количеством добывающих скважин, количеством запасов категории С2.

C технологической точки зрения оптимальным является вариант I. Согласно «Правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождений» Толщина промежуточных толщин между объединяемыми пластами не должна превышать 80-90 м. В данном случае между IV и VII пластами 190 м. Начальное пластовое давление в IV пласте на 2,1 МПА ниже, чем в VII-м (21,3 и 23,4 МПА). Следовательно, при совместной эксплуатации пластов изза более высокого начального пластового давления в нижнем пласте возможно «передавливание» продукции IV-го пласта. Объект IV пласта будет вырабатываться неравномерно.

1. Алиев З.С. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. 261 c.

2. Булатов А.И. Макаренко П.П. и др. Охрана окружающей Среды в нефтегазовой промышленности. М.: Недра, 1997. 245 c.

3. Временная методика составления технических проектов на бурение, крепление и испытание нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1976.

4. Гинько Е.Г. и др. Геологическое строение и подсчет запасов газа и конденсата месторождения Астрахановское по состоянию на 01.01.77 г. Фонды САХАЛИННИПИМОРНЕФТЬ.: 1977. 137 с.

5. ГОСТ 12.1.005-88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

6. ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

7. ГОСТ 17.1.3.06-82. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод.

8. ГОСТ 17.1.3.07-82. Охрана природы. Гидросфера. Правила контроля качества воды водоемов и водотоков.

9. ГОСТ 17.1.3.12-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.

10. ГОСТ 17.4.3.02-85 Охрана природы. Почвы. Требования к охране плодородного слоя почвы при производстве земляных работ.

11. ГОСТ 17.4.3.04-85. Охрана природы. Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязнения.

12. ГОСТ 17.5.1.01-83. Охрана природы. Земли. Рекультивация земель. Термины и определения.

13. ГОСТ 17.5.3.04-83. Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель

14. ГОСТ 17.5.3.06-85. Охрана природы. Земли. Требования к определению норм снятия плодородного слоя почвы, при производстве земляных работ.

15. Гриценко А. И., Алиев З. С и др.."Руководство по исследованию скважин" М.: Наука,1995. 523 с.

16. Гриценко А.И. и др. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983.

17. Дегтярев Б.В, Бухгалтер Э.Б., Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах, М.: Недра, с. 19.

18. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974, с. 45-53.

19. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980.

20. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А., Кичиев К.Д. Методика проектирования разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра,1966. 87 с.

21. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. "Добыча, транспорт и подземное хранение газа. М., Недра, 1984. 487 с.

22. Красикова В.И. Изучение современного состояния наземной флоры и фауны в нефтепромысловых районах острова Сахалин. Южно-Сахалинск.: ИМГИГ АН РФ, 1991. 168 с.

23. Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах. №1404, от 23 ноября 1996.

24. Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 22.05.02 № 22. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

25. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. Постановление Госгортехнадзора России от 05.06.03 №56.

26. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1971. 104 с.

27. Рекомендации по выбору резьбовых соединений обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб, используемых при строительстве наклонно-направленных, горизонтальных и многозабойных скважин. М.: 1999 Согласовано с ГГТН России письмо 10-13/512 от 04.08.1999.

28. Рекомендации по разработке проектно - сметной документации на строительство скважин. 14.02.1999, согласовано с Госгортехнадзором России, N 10-03/797.

29. САНПИН 2.1.6.983-01. Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест. М.: Минздрав России, 2001.

30. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981.

31. Спутник буровика. К.В.Иогансен. М.: Недра 1990.

32. Толмачев А. И. Геоботаническое районирование острова Сахалин. М.Л.: Изд-во АН СССР, 1995. 80 с.

33. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. М.: Недра, 1987.

34. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979. с. 140-147.