Содержание

Введение

1. Географическая и орографическая характеристика Ямсовейского газоконденсатного месторождения

2. Геологическая характеристика Ямсовейского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Физико-химическая характеристика газа. Дебитность скважин

3. Основные параметры пласта: пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность

4. Толщина продуктивных пластов

5. Состав газа

6. Запасы газа

7. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости или песчаной пробки

8. Исследование газовых и газоконденсатных скважин

9. Технология проведения исследований

10. Обработка результатов исследований

11. Расчётная часть

11.1 Порядок расчёта дебита скважины

11.2 Методика расчета свойств смеси газов

11.3 Расчет гидравлического сопротивления

12. Результаты расчётов

12.1 Расчёт дебитов скважин

12.2 Методика расчёта свойств смеси газов

12.3 Расчёт гидравлического сопротивления

Заключение

Список литературы

Приложение

Введение

Гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС) - новая научная дисциплина о методах получения информации о строении и коллекторских свойствах продуктивных пластов месторождений углеводородов в процессе их разработки. Содержание курса. Цель, задачи курса и его связь со смежными дисциплинами. Важнейшие этапы развития ГДИС. Роль отечественных и зарубежных ученых в развитии ГДИС. Области применения ГДИС в нефтегазодобывающей промышленности.

Основные понятия о гидродинамических исследованиях скважин. (ГДИС). Процессы в нефтегазоводоносных пластах и параметры используемые при интерпретации результатов ГДИС.

Начальная и текущая информация о параметрах пласта, прямых и косвенных методах их определения. Номенклатура параметров пласта в ГДИС. системы единиц измерений.

Классификация различных типов и видов ГДИС па установившихся и неустановившихся режимах фильтрации (индикаторные диаграммы, кривые падения-восстановления давления (КПД-КОД), гидропрослушивание экспресс-методы, пластоиспытатели и др.) их назначение и периодичность и скважинах различных категорий – поисковых разведочных, добывающих, опорных, наблюдательных, пьезометрических, и процессе бурения, скважинах-стендах. Место ГДИС в интегрированном, междисциплинарном подходе к решению задач разработки месторождении, проблем охраны окружающей среды и рационального использования недр.

ГДИС как слабоструктурнровацная проблема системного анализа. Структура системы ГДИС. Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах. Понятия о залежах, месторождениях, запасах углеводородов. Термобарические условия в недрах. Пластовая энергия и режимы разработки нефтяных и газовых месторождения. Разработка нефтяных и газовых месторождений, технико-экономические показатели-разработки Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа. Основные типы коллекторов-терригенные (гранулярные) и карбонатные (трещиноватые). Пористость, удельная поверхность, насыщенность, проницаемость (абсолютная и фазовая). Закон Дарси и нелинейные законы фильтрации. Упругие свойства пород. Зависимость параметров коллекторов от термобарических условий. Уравнения состояния. Методы изучения коллекторских свойств.

Физико-химические свойства пластовой нефти природных газов и пластовой воды при различных термобарических условиях в залежи. Состав и классификация нефтей. Растворимость газов в нефти и воде. Давление насыщения нефти газом, сжимаемость нефти, объемный коэффициент. Плотность и вязкость пластовой нефти, структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей. Зависимость физических свойств нефти от давления и температуры. Уравнения состояния. Эмпирические зависимости для решения задач ГДИС с помощью ЭВМ.

Состав и классификация природных газов. Уравнения состояния газов. Газовые и жидкие смеси- Коэффициенты сжимаемости и сверхсжимаемости природных газов. Плотность, вязкость, теплоемкость, коэффициент Джоуля-Томпсона, упругость насыщенных паров. Критические и приведенные параметры. Влияние термобарических параметров на свойства природных газов и конденсата. Методы изучения параметров газа. Аналитические зависимости параметров газа от давления и температуры при использовании на ЭВМ.

Физические свойства пластовых вод. Вопросы эксплуатации скважин. Вскрытие плата и освоение скважин. Способы эксплуатации и оборудование фонтанных, газлифтных и глубинно-насосных нефтяных скважин. Особенности конструкции, оборудования и технологические режимы эксплуатации газовых скважин.

Положения и требования нормативных органон и документов (государственных комитетов по гортехнадзору, но запасам природных ресурсов экологии, охраны окружающей среды и недр проектных институтов правил разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождении и др.) к ГДИС и их объемам.

1. Географическая и орографическая характеристика Ямсовейского газоконденсатного месторождения

Ямсовейское газоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало – Ненецкого автономного округа в пределах Надымского и Пуровского районов Тюменской области, в 425 км от г. Салехарда, в 60 км на юго-восток от поселка Пангоды.

Территория месторождения представляет собой заболоченную равнину с множеством мелких и глубоких озер. Отметки рельефа изменяются от +62 м в долинах рек до +92 м на водоразделах. Речная сеть представлена реками Большой и Малый Ямсовей, Танлова, Ягенетта и их притоками. Русла рек сильно извилисты и имеют небольшую глубину, практически несудоходны. В среднем течении реки Ямсовей имеются месторождения строительных песков, песчано-гравийной смеси. Местность сильно заболочена. В летнее время болота непроходимы для всех видов транспорта. Вскрываются реки в конце мая – начале июня и замерзают в середине октября.

Месторождение расположено в зоне тундры, покрытой моховой растительностью, с участками редколесья. Климат района – континентальный с холодной и продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура минус 2-3⁰ С. Самые холодные месяцы – декабрь и январь. Среднемесячная температура в январе минус 30⁰ С, наиболее низкая – 55⁰ С. Самый теплый месяц – июль со средней температурой +14⁰ С. Снеговой покров устанавливается с середины октября и сходит в середине мая. Мощность снегового покрова 1-1,5 м. Средняя продолжительность снежного покрова – 230 дней.

Годовое количество осадков составляет 300 – 500 мм, большая часть которых приходиться на лето.

Населенных пунктов очень мало. Плотность населения – редкая. Ближайшими к месторождению являются поселки Ныда, Нумги, Тарко-Сале, Уренгой, города Новый Уренгой и Надым.

Основной состав населения – русские, ненцы, ханты, украинцы, башкиры. Население занято, в основном, рыболовством, охотой, звероводством, геологоразведочными работами.

Дорожная сеть в районе месторождения отсутствует. Транспортировка грузов и оборудования в летнее время возможна только вертолетами, зимой – гусеничным и авиатранспортом.

В 100 км находится месторождение Медвежье, где расположены головные сооружения газопровода Медвежье - Пунга. Город газодобытчиков Надым расположен в 140 км к западу от месторождения. Ближайшая железнодорожная станция г. Новый Уренгой находится 95 км к северо-востоку. Севернее, в 50 км, проходит железная дорога Новый Уренгой – Пангоды с грузовым движением. Действует автомобильная дорога Старый Надым – Пангоды. Севернее месторождения проходит трасса магистральных газопроводов Уренгой – Центр.

2. Геологическая характеристика Ямсовейского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Физико-химическая характеристика газа. Дебитность скважин

Маршрутные и площадные сейсмоработы начали проводится с 50-х годов.

В пределах Ямсовейского месторождения опробованы четыре нефтегазоносных комплекса.

Нижне-среднеюрский комплекс является региональным нефтегазоносным и приурочен к кровле комплекса. В пределах месторождения комплекс вскрыт на максимальную толщину 190 м.

Ачимовский НГК опробован во всех пробуренных скважинах и по результатам испытаний скв.81 установлена газоконденсатная залежь в ачимовской пачке. По результатам бурения установлено наличие нефтяной залежи, подстилающей газоконденсатную залежь. С учетом дополнительных данных залежь представляется газо-конденсатно-нефтяной. Ее размеры 4 х 7 км, высота 28 м, предполагаемая высота нефтяной оторочки 14 м.

Неокомский НГК не опробован. По материалам промысловой геофизики проницаемые пласты характеризуются водоносными.

Апт-сеноманский комплекс в глубоких скважинах опробован в нижней и верхней частях. Из перспективных интервалов (ПК₂₂, ПК₂₀, ПК₁₈) получены притоки воды.

Залежь газа в кровле сеноманской толщи вскрыта на глубинах 884 – 1035 м. Сверху залежь контролируется глинистой покрышкой туронского и палеогенового возраста толщиной около 500 м. Газовая залежь идентична по своему строению залежам других месторождений Надым-Пурской нефтегазоносной области. Продуктивная толща представлена переслаивающимися песчано-алевритовыми и глинистыми породами. Толщина пластов – коллекторов в газонасыщенной части разреза составляет 0,4-22,6 м, а прослои заглинизированных пород и глин, исключенных из эффективных толщин 0,4 - 7,7 м.

В разрезе сеноманских отложений Ямсовейского месторождения наблюдается преобладание проницаемых пород. Доля коллекторов по скважинам колеблется от 49,2 до 86,9%. В среднем для Ямсовейской площади песчанистость составляет 71,5%.

Проведенными площадными сейсморазведочными работами 1993-1994 гг. существенно уточнена геометрия сеноманской залежи как по кровле, так и по поверхности ГВК. Поверхность ГВК оказалась более сложной, подверженной различного рода флуктуациям. По данным сейсмики отметки седловины между Ямсовейским и Ярейским поднятиями оказались гипсометрически выше поверхности ГВК, что позволяет утверждать об единстве залежей в сеноманском комплексе этих месторождений.

В большинстве скважин ГВК отбивается на отметках минус 940 –943 м. Среднее положение на отметке –940 м. Положение ГВК, принятое по геофизике, подтверждается данными испытания

Высота залежи 185,4 м, размеры 16 х 60 км. По типу залежь является массивной, водоплавающей. Начальное пластовое давление 9,8 МПа, пластовая температура 27,4⁰С.

Проведенные в 1979-1989 гг. работы по изучению емкостных параметров показали, что сеноманские газонасыщенные породы обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами. По промыслово-геофизическим материалам коэффициент пористости равен 0,305 для Ямсовейской площади.

Результаты эксплуатационного бурения и доразведки залежи изменили представления о геологическом строении и ее геометрии.

Анализ геолого-геофизических материалов по скважинам месторождения показал несоответствие структурного плана по данным разведочного и эксплуатационного бурения. Расхождения в отметках кровли составляют от 2 до 67,6 м, составляя в среднем +_25 м. Местоположение свода не изменилось. Северный небольшой купол преобразовался в структурный нос. Юго-западный присводовый участок стал более крупнопадающим.

Общая толщина по скважинам изменяется от 11,6 до 177,2 м, эффективная – от 4 до 141,6 м. Положение ГВК не изменилось.

По данным химического анализа состав газа сеноманской залежи по всей площади Ямсовейского месторождения остается практически неизменным Газ метанового состава с содержанием:

• метана - от 97,01 до 98,96%;

• этан – от 0,06 до 0,19%;

• содержание азота колеблется от 0,73 до 2,24%;

• углекислый газ – от 0,11 до 0,56%;

• инертные газы – гелий: от 0,002 до 0,017%

• аргон: до 0,02%

• водород – от 0,001 до 0,005%

• пропан, бутан, пентан – не обнаружены.

Относительный удельный вес газа по воздуху 0,56, низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7788-7932 ккал. Среднекритические параметры газа, рассчитанные для среднего состава газа, составляют: Р_с =4,48 МПа (45,7 кгс/см²),

Т_с = 190,3⁰К.

Специальные исследования на газоконденсатность в сеноманских скважинах не проводились. В анализах газа, отобранных на устье скважин, пентаны + вышекипящие не обнаружены.

Температура на глубине газоводяного контакта (сеноман) составляет 28,8⁰С, а на отметке минус 890 м (1/3 выше ГВК), к которой приведены пластовые давления – 27,4⁰С.

Разбуривание скважин Ямсовейского месторождения осуществлялось кустовым способом при размещении в кустах от 3-х до 5-ти скважин. В данное время в эксплуатации находятся 27 кустов :

Из 5-ти скважин – 7 кустов;

Из 4-х скважин – 9 кустов;

Из 3-х скважин – 11 кустов.

В 103 эксплуатационные скважины спущены лифтовые трубы диаметром 168 мм, одна скважина оснащена комбинированной лифтовой колонной 168 х 114 мм.

Анализ добывных возможностей действующего фонда показал, что скважины обладают высокой продуктивностью: более 14% скважин являются высокопродуктивными с дебитами свыше 1000 тыс. м3/сутки;

31% скважин работает с дебитами от 750 до 1000 тыс. м³/сутки; невысокая продуктивность – до 500 тыс.м3/сут. отмечается у 20% скважин.