История разработки и геологическое строение газоконденсатного месторождения: характеристика разбуриваемой площади, лито-стратиграфический разрез скважин, газонефтеносность. Обоснование конструкции скважин, расчет обсадных колонн и осложнения при бурении.
.3 Лито-стратиграфический разрез скважин 1.4 Газонефтеносность.6 Характерные особенности проводки ранее пробуренных на данном участке скважин.8 Пластовые и устьевые давления Осложнения в процессе бурения скважинЗалегание продуктивной части башкирского яруса среднекаменноугольного отдела ожидается в интервале глубин 3890-4100 м.С 1997 года Астраханской ГЭ начались сейсмические работы МОВ с непрерывным однократным профилированием, а затем МОВ ОГТ по детализации свода, в результате чего на различной поверхности карбонатных отложений башкирского яруса среднего карбона был закартирован ряд локальных поднятий различных размеров и амплитуд. В результате этих работ получены сведения о проектной глубине залегания подсолевых отложений, их вещественном составе, стратиграфической принадлежности коллекторский свойствах. Исходя их опыта проводки скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении и в своде в целом, возможны осложнения следующего характера: 0 - 1100 - при увеличении плотности промывочной жидкости более 1,34 г/см3 могут наблюдаться поглощения в интервале 260-560 м. Конструкция скважины выбрана на основании анализа опыта проводки скважины на Ширяевской, Аксарайской, Светлошаринской и ряде других площадей Нижне-Волжского ТГУ, объединения «Нижневолжскнефть», ПО «Астрахантьгазпром», а также с учетом опыта крепления скважин в объединения «Ставропольгазпром», «Кубаньморнефтергазпром» и зарубежного опыта крепления скважин в условий высокой сероводородной и углекислотной агрессии, а также протокола технического совещания по рассмотрению конструкции скважин на Астраханском ГКМ от 8 июля 1982 г., утвержденного 13 июля 1982 г. заместителем министра газовой промышленности И. Кондуктор 426 мм спускается на глубину с целью перекрытия верхней неустойчивой части разреза, изоляции и предупреждения загрязнения эксплуатируемые водных горизонтов, а также водоносных пластов, имеющих выход на поверхность, в бассейн реки Волги, для перекрытия склонных к поглощениям неогеновых отложений и для установки противовыбросового оборудования при бурении под первую промежуточную колонну.В настоящее время из залежи отобрано 131.28 млрд. м3 газа сепарации и 45,9 млн. тонн нестабильного конденсата, что составляет соответственно 5,1 % и 7,8 % от утвержденных запасов. Увеличение добычи и переработки газа на АГКМ целесообразно при вовлечении в разработку восточной части лицензионного участка Астраханского ГКМ, запасы которой составляют порядка 1 трлн. м3 газа. Генеральной схемой развития ООО «Астраханьгазпром» на период до 2020 года предусмотрены несколько вариантов развития: Вариант. Мини-П13 производительностью 3,0 млрд. м /год газа сепарации состоит из четырех линий по 0,75 млрд. м3/год, включающих установки сепарации пластовой смеси, очистки газа от кислых компонентов раствором МДЭА и блока подготовки кислых газов к закачке в подземные резервуары, состоящего из узлов компримирозания и осушки. Пластовый газ поступает на одну линию сепарации номинальной производительностью 0,75 млрд. м год газа сепарации, где разделяется на газ, нестабильный конденсат и воду.
План
Содержание
Введение
1. Геологическое строение Астраханского газоконденсатного месторождения
1.1 Назначение скважин, проектная глубина и проектный горизонт
Вывод
Астраханское ГКМ имеет значительный ресурсный потенциал. В настоящее время из залежи отобрано 131.28 млрд. м3 газа сепарации и 45,9 млн. тонн нестабильного конденсата, что составляет соответственно 5,1 % и 7,8 % от утвержденных запасов.
Увеличение добычи и переработки газа на АГКМ целесообразно при вовлечении в разработку восточной части лицензионного участка Астраханского ГКМ, запасы которой составляют порядка 1 трлн. м3 газа.
Генеральной схемой развития ООО «Астраханьгазпром» на период до 2020 года предусмотрены несколько вариантов развития: Вариант. 1. Поддержание добычи и переработки отсепарированного газа на проектном уровне - 12 млрд. нм3/год.
Вариант 2. Увеличение добычи и переработки отсепарированного газа до 13,5 млрд. нм /год за счет освоения удаленных структур Астраханского месторождения.
Вариант 3. То же, что и вариант 2, но с увеличением добычи отсепарированного газа до 15 млрд. нм3 /год.
Варианты 2 и 3 имеют подварианты, по которым производится переработка кислых газов с получением товарной серы, или закачкой кислых газов в продуктивный пласт.
Мини-П13 производительностью 3,0 млрд. м /год газа сепарации состоит из четырех линий по 0,75 млрд. м3/год, включающих установки сепарации пластовой смеси, очистки газа от кислых компонентов раствором МДЭА и блока подготовки кислых газов к закачке в подземные резервуары, состоящего из узлов компримирозания и осушки. На каждые две линии сероочистки предусмотрена одна установка осушки и отбензинивания газа. Для независимости комплекса от внешних поставщиков электроэнергии предусмотрено сооружение электростанции для собственных нужд (ГТУ ТЭЦ) мощностью 250 МВТ.
Предполагается технологию подготовки кислого газа к закачке, а также закачку жидких кислых газов в подземные резервуары, отработать на модуле опытно-промышленной установки.
Пластовый газ поступает на одну линию сепарации номинальной производительностью 0,75 млрд. м год газа сепарации, где разделяется на газ, нестабильный конденсат и воду. Нестабильный конденсат направляется на стабилизацию и дальнейшую переработку на мощности действующего АГГТЗ.
Газ сепарации поступает на установку очистки газа от кислых компонентов. Полученный грубоочищенный газ направляется на доочистку на установки очистки газа среднего давления У41 АГПЗ, а полученные кислые газы направляются на блок подготовки их к закачке в пласт, состоящий из узлов компримирования и осушки. На выходе блока давление сжижения кислого газа (для нашего состава) составит 9,0 МПА при 50°С.
Список литературы
Введение
Уже два десятилетия на юге России, под Астраханью, разрабатывается богатейшее в мире газоконденсатное месторождение. Оно уникально не только по размерам площади и величине запасов, но и по характеру сырья, в котором газ содержит до 26% сероводорода, а конденсат состоит из бензиновых, дизтопливных и незначительного количества мазутных фракций. К открытию этой гигантской кладовой углеводородов Россия шла долгие годы.
Еще в начале нашей эры ресурсы Нижнего Поволжья позволили предводителям обитавших тут народностей создать мощное государство, сумевшее в V веке покорить половину Европы и достичь владений древнеримской империи. В VIII и IX веках киевские и черниговские князья располагали точными географическими картами устья Волги. Вещий Олег, Святослав и другие славянские вожди совершали сюда со своими дружинами походы за местными богатствами.
Организованную добычу минерального сырья - селитры, соли и пр. - впервые наладил здесь Петр I.
Позднее русские академики Паллас, Гмелин, Барбот де Марни, а далее Бэр и другие отечественные ученые пристально исследовали природные возможности края.
В начале XX столетия из открытой выработки на территории нашего города был получен сухой горючий газ, который использовался для нагревания воды.
Первую разведочную скважину в районе Астрахани геологи пробурили в 1946 году. Но лишь через десятилетие удалось обнаружить в области признаки нефти - на Разночиновской, Тинакской, Кири-килинской иеще нескольких площадях. Затем, спустя годы, была найдена Бешкульская промышленная нефтяная залежь.
В 1976-м году поисковая скважина № 8, пробуренная на Астраханском своде в заволжской степи, дала приток газа с дебитом более одного миллиона кубометров в сутки уже к 1987-му поднялся в полупустыне крупнейший в Европе газовый перерабатывающий комплекс.
Астраханское месторождение эксплуатируется при строгом контроле за состоянием пластовой системы, что позволяет с достаточной достоверностью прогнозировать ход отбора запасов и изменения энергетической характеристики залежи. Внимательнейшим образом учитываются степень выработки пласта, величины компонентоотдачи, качество извлекаемого сырья, "поведение" залежи, в частности, колебания ее термобарических параметров. На основании складывающейся картины геологической службе и производственным подразделениям газопромыслового управления предлагаются конкретные меры по оптимизации режимов добычи. Регулярно изучаются динамика и состав флюида. На установке PVT были впервые определены предельное влагосодержание пластовых смесей и темп истощения продуктивных коллекторов.
Предмет особой защиты - борьба с коррозией промыслового и заводского оборудования, подвергающегося на АГКМ повышенной сероводородной и углекислотной агрессии. Здесь важно всегда давать объективную оценку положения и безошибочно выявлять причины случившихся и назревающих срывов. Так, определено, что факты отказа в некоторых звеньях технологических линий обуславливаются температурой абсорбента, скоростью потоков вещества, темпом эрозии металла, наличием в сосудах продуктов деградации аминов.1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков IO.M. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 679 с.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурениинефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцептр», 2000. -679 с.
3. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: - В 4-х т. - М:Недра, 1996.
