WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Проект газоконденсатного родовища Штормове (шельф Чорного моря) - Курсова робота

Проект газоконденсатного родовища Штормове (шельф Чорного моря) - Курсова робота

комплекси мають гідростатичний пластовий тиск.
3.5 Будова покладу
Штормове родовище відноситься до морського продовження південного борта Північно-Кримського крейдо-палеогенового прогину. Родовище являє собою за відкладами палеоцену і дату антиклінальну складку субширотного простягання. 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.
Будова покладу визначається структурно-тектонічними особливостями залягання продуктивного горизонту, будовою його проникної частини. На час складання проекту дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ) отримані достатньо суперечливі результати випробовування продуктивного горизонту. Тому прийнята для підрахунку запасів геологічна модель покладу є в значній мірі умовною. Абсолютна відмітка ГВК прийнята мінус 1868 м. При такій відмітці розміри покладу в плані складають 10.5 х 2.5 км, висота - 105 м.
В тілі покладу запаси газу розміщені в 45-48 проникних інтервалах розрізу продуктивного горизонту, які не корелюються по площині і,можливо, зв`язані між собою по розрізу внаслідок розвитку тріщинуватості.
3.6 Результати випробування і дослідження розвідувальних свердловин.
На родовищі випробовування продуктивних горизонтів в різних інтервалах проведено по всіх трьох розвідувальних свердловинах. З випробовуваних інтервалів припливи газу і конденсату отримані в свердловинах № 1 і № 3 з відкладів нижнього палеоцену. В свердловині № 2 з чотирьох об`єктів отримані слабі притоки пластової води.
Тиск на гирлі свердловин і на замірювачі вимірювались зразковими манометрами класу точності 0.4.
Пластовий тиск в продуктивних пачках нижньопалеоценових відкладів замірювався глибинними манометрами МГН-2-400 з побудовою епюр тисків по стовбуру свердловин.
Вимір пластових температур проводився глибинними термометрами
ТП-1, межа виміру 180°С; клас точності + 1.0.
Нижче приведені результати випробовування і дослідження свердловини №1.
Свердловина №1 пробурена в склепінній частині підняття. Глибина свердловини 2052 м. В експлуатаційній колоні проведено випробовування трьох об`єктів:
1 об`єкт ( інтервал 1902-1970 м; датський ярус ).
Інтервал 1902-1910; 1923-1937; 1950-1957; 1956-1970 м розкритий перфоратором ПСК-80 з щільністю 12 отворів на 1 погоний метр, фонтанні труби 73 мм спущені на глибину 1902 м.
Отримано промисловий приплив газоконденсату і невелику кількість води. Дослідження на продуктивність проведено на п`яти режимах фільтрації (табл.3.6.1.).
?
Таблиця 3.6.1- Результати дослідження 1-го об`єкту
№ Діа-фрагма, мм Час стабілі-зації, хв Рвим,
МПа Твим,
К Рзатр,
МПа Qгазу,
тис.м3/добу Рвиб,
МПа
1 4,0 277 6.71 294 8.45 15.8 9.74
2 6,0 195 3.91 294 5.24 20.5 6.28
3 8,0 185 1.87 294 3.83 16.1 3.58
4 8,0 - 5.00 294 6.40 24.7 -
5 7,9 - 2.26 294 2.46 19.5 -
Статичний тиск: трубний - 19.5 МПа; затрубний-21.82 МПа. Пластовий тиск на глибині 1936 м - 25.0 МПа. Температура на глибині 1970 м - 86°С.
Замір води і конденсату проводився через сепаратор ( діафрагма діаметром 8 мм до і 6 мм після сепаратора ). Дебіт конденсату 4.8 м3/добу; води -2.9 м3/добу; вміст конденсату в газоконденсатній суміші ( конденсатний фактор ) - 194.3 см3/м3. Питома вага води 1.015 г/см3 при 20°С.
Характеристика привибійної зони пласта:
( k h )=1.43 [ Д см/сПз ]; k=0.26 мД; rпр=1831.8 см.
2 об`єкт ( інтервал 1860-1874 м; нижній палеоцен ).
Інтервал розкритий перфоратором ПКС-80 з щільністю 12 отворів на 1 погоний метр; всього 200 отворів; фонтанні труби 73 мм спущенні на глибину 1845 м.
Отриманий промисловий приплив газоконденсату. Випробовування на продуктивність проведені на двох режимах фільтрації (табл. 3.6.2).
?
Табл.3.6.2 - Результати дослідження 2-го об`єкту
№ Діаметр діафраг-ми,
мм Час стабілі-зації,
хв. Рвим,
МПа Твим,
К Рзатр,
МПа Рвиб,
МПа Qг.к.с,
тис.м3/добу Qв,
м3/добу
1 6.0 240 5.64 294 7.25 - 29.6 17.0
2 4.0 380 9.99 297 12.06 - 24.2 16.5
Дебіт газу 18.5 тис.м3/добу, дебіт конденсату 4.2 м3/доб. Вміст конденсату 227 см3/м3 газу, питома вага конденсату - 0.735 г/см3. Вміст води 892 см3/м3 газу, питома вага води 1.015 г/см3 при 20 °С.
Статичний тиск: трубний - 21.1 МПа, затрубний 21.22 МПа. Пластовий тиск на глибині 1867 м - 24.9 МПа. Пластова температура на глибині 1879 м - 81°С.
Характеристика привибійної зони:
( k1 h )=3.866 [ Д см/сПз ]; k1=0.17 мД; rпр=522 см.
Характеристика віддаленої зони:
( k2 h )=9.774 [ Д см/сПз ]; k2=0.44 мД; rпр=5546 см.
Коефіцієнт закупорки дорівнює 2.53.
3 об`єкт ( інтервал 1834-1854 м; сумісно з 1860-1866.7 м ) нижній палеоцен.
Інтервал розкритий перфоратором ПКС-80 з щільністю 14 отворів на 1 погонний метр; фонтанні труби 73 мм спущені на глибину 1829 м. Отриманий промисловий приплив газоконденсату і води. Дослідження на продуктивність проведено на восьми режимах фільтрації ( 5 прямих і 3 зворотніх ходів ).
З таблиці 3.6.3 після обробки даних:
коефіцієнт фільтраційних опорів: a=126; b=0.68; Qс=225.6 тис.м3/доб. Статичний тиск не відновлений. Пластовий тиск на глибині 1850 м -
24.96 МПа. Температура на глибині 1844 м - 80°С.
Проведено дослідження на конденсатність крізь промисловий сепаратор, при роботі свердловин через трубний простір з замірами вибійних тисків глибинним манометром на п`яти режимах. При цьому на діафрагмі діаметром від 5 мм до 11.8 мм після сепаратора, при Рсеп=4.16 МПа і температурі сепарації 18°С, вміст конденсату визначений в кількості 238.9 см3/м3 стабільного і 285.1 см3/м3 сирого, води - 1.5 м3/добу.
Таблиця 3.6.3 - Результати дослідження 3-го об`єкту
№ Діаметрдіафраг-ми,
мм Час стабілі-зації,
хв. Рвим,
МПа Твим,
К Рзатр,
МПа Рвиб,
МПа Qгазу,
тис.м3/добу
1 6.0 165 17.25 306 17.54 20.1 96.5
2 8.2 215 14.77 301 15.27 17.16 151.7
3 10.0 420 10.55 314 11.64 12.83 153.2
4 12.0 430 8.10 313.5 9.50 11.63 170.6
5 14.0 470 6.67 314 8.03 9.73 181.8
6 12.0 60 7.88 312 8.88 - 164.9
7 8.2 200 11.09 308 11.90 - 109.4
8 10.6 225 9.34 312 10.42 - 133.1
Характеристика привибійної зони:
( k h )=46.97 [ Д см/сПз ]; k=1.6 мД.
На Штормовому родовищі гирлові проби газу на хімічні аналізи відібрані в свердловині №1 з палеоцен-датських відкладів ( інтервали 1834-1854; 1860-1874 м).
Гази цих відкладів більш важкі ніж на Голіцинському родовищі. В них відмічено значний вміст важких фракцій і конденсату. На відміну від Голіцинського родовища гази Штормового характеризуються меншим вмістом метану ( 83-89 % ) і більшим вмістом метанових вуглеводнів.
З невуглеводневих компонентів в незначній кількості присутні вуглекислий газ і азот. Вміст СО2 з глибиною зростає. Сірководень відсутній. Відмічено невелику кількість інертного газу - гелію ( 0.007 % ). Аргон відсутній.
Треба відмітити також, що в палеоцен-датських відкладах Штормового родовища, як і на багатьох інших родовищах Криму, відмічено аномально високий пластовий тиск, який на 80 кгс/см2 вищий за гідростатичний. Коефіцієнт аномальності 1.45.
Loading...

 
 

Цікаве