Сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Характеристика осуществляемой системы разработки. Условия образования песчаных пробок в газовых скважинах. Способы удаления песчаных пробок.
Аннотация к работе
.3 Начальный состав пластовой системы2.2 Условия образования песчаных пробок в газовых скважинахМесторождение находится в 60 км севернее областного центра г. В административном плане оно размещается в пределах Наримановского, Красноярского, Харабалинского и Енотаевского районов Астраханской области, юго-восточное его окончание уходит на территорию Казахстана. Контур разбуривания Астраханского газового комплекса расположен в Красноярском районе Астраханской области, в 70 км к северо-востоку от областного центра - г. Территория контура разбуривания находится в пределах Прикаспийской низменности и характеризуется развитием аккумулятивного эолового рельефа голоценового возраста. По многолетним данным климат области характеризуется как резко континентальный с преобладанием ветров северо-восточного (зимой) и восточного (летом) направлений, весной часто переходящих в пыльные бури, с довольно резкими сезонными колебаниями температуры, малым количеством осадков и высокой испаряемостью.АГКМ характеризуется высоким содержанием агрессивных компонентов в составе газа, коррозионной активностью и токсичностью, наличием аномально высокого пластового давления, высоким конденсатным фактором, высокой температурой гидратообразования, высоким давлением конденсации. Пустотное пространство карбонатных пород представлено порами, фильтрующими каналами, трещинами и кавернами. Емкостные свойства пород обусловлены развитием пор первичных (реликтово-седиментационных и типа диагенетической перекристаллизации) тонкой и очень тонкой структуры, пор унаследованно - вторичных, образованных выщелачиванием на месте первичных пустот, а также пор вторичных, образование которых связано с трещинами. Таким образом, литологическое изучение кернового материала продуктивного разреза АГКМ выявило следующее его основные черты: толща слагается коррелируемыми по всей площади пластами органогенных известняков, являющимися коллекторами порового и поровотрещинного типов с подчиненными прослоями, и пластами плотных трещиноватых биогенно - хемогенных разностей и аргиллитов, которые флюидоупорами не являются; наличие широко развитой трещиноватости обеспечивает единство газодинамической системы залежи АГКМ. Из скважин вместе с газом может выноситься конденсационная вода, которая по своему составу относится в основном к хлоркальциевому типу с общей минерализацией до 10 г/дм3, плотностью до 1,005 г/см3, PH 4,1?5,9, при этом ВГФ в среднем по скважинам составляет до 15 см3/м3.Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Это зависит во многом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине. Наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины. К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Для предотвращения этих осложнений эксплуатация нефтяных и газовых скважин в рассматриваемых условиях должна вестись таким образом, чтобы скорость фильтрации жидкости и газа в призабойной зоне пласта не превышала некоторого допустимого максимального значения, зависящего от механического состава, степени сцемен-тированности песка и физических свойств жидкостей и газов.Одним из важнейших направлений, на котором должен быть сосредоточен интеллектуальный и инвестиционный потенциал отрасли, является реализация современных методов и технологий интенсификации добычи, в том числе развитие в нефтегазодобыче колтюбинговых технологий. Эта прогрессивная технология применения гибких труб, намотанных на барабан, используется в подземном и капитальном ремонте скважин довольно широко, но не в тех объемах, которые требует нефтегазовая отрасль. Благодаря своим высоким эксплуатационным качествам, легкой приспосабливаемости к работе и преимуществам экологического характера, гибкие трубы из обычного инструмента для очистки скважин в прошлом становятся в последние годы эффективным средством решения множества задач при выполнении нефтегазопромысловых операций.
План
Содержание
Введение
1. Общий раздел
1.1 Сведения об Астраханском газоконденсатном месторождении