Розробка Штормового родовища - Дипломная работа

Відстань до мису Тарханкут, де виходить на берег газопровід Голіцинського родовища, складає 70 км, до морського Голіцинського родовища, що знаходиться в стадії розробки, - 50 км. Основними великими промисловими центрами, які знаходяться у відносній близькості від родовища, є Херсон, Миколаїв, Одеса. Штормове газоконденсатне родовище знаходиться в помірно-континентальній зоні, яка характеризується мякою вологою зимою і теплим літом. За кліматичними особливостями північно-західна частина Чорного моря відноситься до помірно-континентальної зони. Продуктивними на родовищі є відклади нижнього палеоцену і дата, де при поінтервальному випробуванні в двох пробурених розвідувальних свердловинах №1 і №3 дебіти газоконденсатної суміші становили до 190 тис.м3/добу, в свердловині №2 отримані слабі припливи пластової води.Початок вивчення геологічної будови північно-західної частини акваторії Чорного моря відноситься до 1957р. з проведенням рекогносцірувальних гравіметричних і сейсмічних робіт. За період 1964-1970рр. вивчено структурний план неогенових і палеогенових відкладів значної частини акваторії моря і виявлений ряд локальних підняттів. За результатами буріння і випробовувань цих свердловин виявлено наявність газоконденсатного покладу у відкладах палеоцену і датського яруса. Опис геологічного розрізу родовища дається за матеріалами буріння свердловин №1, №2, №3, які розкрили товщу осадових порід до маастрихтського яруса включно. Утворення палеогену містять всі відділи: палеоцен, еоцен і олігоцен.Штормове родовище відноситься до морського продовження борта Північно-Кримського крейдо-палеогенового прогину. Локальні підняття звичайним чином групуються в декілька лінійних тектонічних зон, які повязані 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. Газоносність розрізу родовища за даними геологорозвідувальних робіт виявлена тільки у відкладах інкерманського і датського ярусів, де при поінтервальному випробовуванні дебіти газоконденсатної суміші досяглиСередня 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. Згідно лабораторних аналізів карбонатність порід продуктивного горизонту в родовищі змінюється від 55 до 90 %, складаючи в середньому 80 %. Промислові газоконденсатні дослідження проводились по свердловинах №1 і №3, а визначення параметрів газоконденсатної системи проводились в УКРНДІГАЗ, причому всі відомості базуються на результатах, отриманих в свердловині №1. Запаси газу в датських відкладах, не зважаючи на отримання тут промислових припливів газу в свердловині №3, не враховувались при підрахунку запасів через суперечливі результати випробовувань по площі покладу.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 Ш 630 мм; Гідродинамічні методи досліджень, які застосовуються для визначення фільтраційних параметрів пласта, можна розділити на дві основні групи: 1) методи, що базуються на вивченні усталеної фільтрації рідин і газорідинних сумішей; Це дозволяє уточнити границі поширення пласта, положення ниць різкої зміни фільтраційних параметрів пласта, положення границь фазової зміни насичуючих колектор рідин, місць перетоку із одного пласта в інший. Усталеного припливу рідини у свердловину q(t)=const в реальних пластах не існує, оскільки такий приплив можливий тільки при постійному живленні пласта, рівному установленому відбору рідини і свердловини на протязі необмеженого часу. Рисунок 2.1 - Приклади співпадання і розходження індикаторних кривих при збільшенні і зменшенні депресії: а) співпадання кривих; в) розходження кривих а) якщо на всьому інтервалі дослідження діаграма має форму прямої, то справедлива прямолінійна залежність дебіту від депресії, яка виражається рівнянням Дарсі: (2.8) де - дебіт і газу, м<3/с;> - коефіцієнт продуктивності, м3/(Па*с); ?Р - депресія, Па; Р0 - атмосферний тиск, Па. б) для обробки випуклої (по відношенню Р0 до осі дебітів індикаторної діаграми служать двочленні формулиIMG_41c37beb-3a6c-44bb-9205-a1e4ebb7941dВ 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

Зміст

Вступ

1. Геолого-промислова характеристика родовища

1.1 Історія розвідки і геологічного вивчення родовища

1.2 Тектоніка структури

1.3 нафтогазоводоносність родовища

1.4 Фільтраційні властивості порід-колекторів

1.5 клад 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

4.1 Основні проблеми забезпечення життєдіяльності і їх комплексна оцінка на даному родовищі

4.2 Екологічна оцінка основних забруднювачів моря і розробка заходів з їх профілактики

5. Техніко-економічне обґрунтування

5.1 Техніко-економічна ефективність освоєння родовища

Висновки

Перелік літературих джерел