Природньо-кліматичні умови району видобування. Геолого-промислова характеристика родовища i покладу. Проектування морської нафтогазової споруди та гідравлічного розриву пласта. Аналіз експлуатації свердловин. Розрахунок економічної ефективності.
Аннотация к работе
Значні перспективи в видобуванні нафти і газу на території України повязані з шельфовими зонами Чорного та Азовського морів, зосереджено, за геологічними прогнозами, біля 40% запасів нафти, газу, газоконденсату. Відкриті газові родовища на Чорному та Азовському морях вже істотно впливають на енергетичне забезпечення народного господарства України. На даний час в промисловості на шельфі Чорного моря знаходиться чотири родовища : Голіцинське, Штормове, Шмідта, і Архангельське. Прогнозні ресурси вуглеводню шельфу Чорного моря оцінюються в 550 млн.т. і Азовського моря - 366 млн.т. умовного палива. Для проведення геологорозвідувальних робіт, експлуатаційного буріння свердловин, для організації видобутку нафти і газу використовуються різні морські споруди : стаціонарні платформи (МСП), самопідйомні плавучі бурові установки (СПБУ), напівзанурені плавучі установки (НЗПУ), занурені бурові установки (ЗБУ), плавучі бурові установки (ПБУ) , а також бурові суда (БС).Це повязано з погіршеним станом привибійних зон свердловин, які забруднені як породою і конденсатом, так і фільтратом рідин, що застосовуються при проведенні підземних ремонтів; на вибоях свердловин спостерігаються скупчення пластової води і конденсату. Дуже часто трапляються прихоплення колони ліфтових труб піщаними пробками, тобто режим експлуатації свердловин обраний не завжди вірно, значення депресії на пласт перевищує межу руйнування порід, а недостатньо велика швидкість підйому флюїду на поверхню сприяє осіданню піску на вибої. Свердловини потребують проведення процесів інтенсифікації припливу (СКО, ГРП, водоізоляційні роботи, роботи по вилученню рідинних пробок) для збільшення коефіцієнту кінцевого газо вилучення, так як розробка морських родовищ обмежена строком служби платформи, тому для умов Архангельського родовища, більш ефективним буде проведення гідророзриву пласта, після якого дебіт збільшиться в 1,7 рази. Видно, що прибуток від реалізації додаткового видобутого обєму газу перевищує витрати на проведення процесу вилучення скупчень води і конденсату. Розглянуті схеми збору, підготовки і транспортування газу і конденсату до Глібовськоко СПСГ (попередня підготовка проводиться на МСП, по одному трубопроводі газоконденсатна суміш поступає на Глібовку де проходить комплексна підготовка газу і конденсату ).