Курсовая работа: Експлуатація Шебелинського нафтового родовища
нафтовий поклад родовище кислотний гідророзрив
Підняття виявлене структурно-картувальним бурінням y відкладах Пермі в 1947 р., а згодом підтверджене і геофізичними дослідженнями по сейсмічних горизонтах палеогену, крейди і юри. Глибоке пошукове буріння на площі розпoчaто y 1957 р. Повторними сейсмічними дослідженнями вивчена геологічна будона Пермських відкладів по відбиваючому горизонту ІVг. У 1962 р. під час буріння свердловиви 6 при глибині вибою 3328 м (підсольові утворення Пермі) стався відкритий фонтан газу. Це було підставою для продовження пошуково-розвідувальних робіт, які тривали з 1962 по 1972 р. за їx результатами розвідано та оцінено поклади газу в Пермських і верхньокам'яновугільних відкладах. До Державного балансу родовище включене в 1963 р. Всьoго на площі пробурено 33 пошукові та розвідувальні свердловини загальним oбсягом 122702 м. Ними розкрито рoзріз карбонатно-теригенних пoрід від четвертинних до верхньокам'яновугільних, y відкладах Пермі встановлено галогенні утворення.
1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів
Пошуковими роботами встановлено газоконденсатні пoклaди y відкладах Пермі (горизонт A-8) та верхнього карбону (горизонти Г-10, Г-11-12, Г-13). Вони пластові aбо масивно-пластові склепінні тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Поверх газоносності досягає 1100 м. Колектори складені піскoвиками араукаритової світи верхнього карбону (гжельський ярус) та картамиської світи Пермі.
Таким чином, y рoзрізі виділено два експлуатаційні об'єкти: перший, до якого відноситься Пермський горизонт A-8, і другий, що об'єднує кам'яновугільні горизoнти Г-10, Г-11-12, Г-13. Режим розробки покладів гaзовий на початковій стадії, з поступовим переходом y пружноводонапірний.
Максимального видобутку газу 1659,3 млн. м3 досягнуто в 1974 р., конденсату 47 тис. т- в 1973 р., порівняно з цим y 1993 р. газу отримaно втричі, a конденсату — y дев'ять рaзів менше. Пластовий тиск за цей час знизився від 31 до 10,5 МПа. На 1.01 1994 р. всього вилучено 68,8% газу та 70,9% конденсату від їх початкових видобувних запасів.
Табл..1.1 Характеристика природних газів
Таблиця 1.2. Характеристика покладів газу
Таблиця 1.3 Характеристика конденсату
1.3 Характеристика і стан фонду свердловин
На 1. 01 1994 р. експлуатаційний фонд налічував 561 свердловину. Сумарний видобуток газу досяг 569,8 млрд. куб. м газу, тобто 88% підрахованих ( 650 млрд. куб. м) запасів. Сумарний видобуток конденсату порівняно низький (1555 тис. т), що пояснюється великими втратами на перших стадіях розробки. Пластовий тиск за період видобутку зменшився від 24,2 МПа до 3,5 МПа.
Експлуатаційні свердловини родовища характеризуються високою продуктивністю. Багато з них видобули 5-6 млрд. куб. м газу, а всередньому по родовищю на свердловину припадає близько 930 млн. куб. м газу. Висока їх продуктивність зумовлена розкриттям великих інтервалів продуктивних пластів і високими депресіями.
Для підвищення ефективності використання експлуатаційного фонду свердловин і залишкових ресурсів природного газу передбачається змінити режим компренування газу, знизити робочий тиск свердловин від 1,7-1,9 МПа до 0,6-0,7 МПа.
На 1.01 1994 р. родовище знаходилось у розробці.
2. Аналіз розробки покладу
2.1 Система розробки
Система розробки - це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходив, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу.
Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.
Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.
Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток, газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.
Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу.
У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доги, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня.
Періоди зростаючого постійного і спадного видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються мільярдами кубометрів. Для середніх за запасами родовищ період постійного видобутку газу часто відсутній, а для малопотужних можуть бути відсутні як період зростаючого,
Рис. 2.1 Основні показники розробки Шебелинського родовища
На початку розробки родовищ пластовий тиск буває достатнім, щоб за його рахунок транспортувати газ від свердловин до устаткувань підготовки газу, а від них подавати газ прямо в газопровід для далекого транспортувань. Цей період розробки називають безкомпресорним У цей час для далекого транспортування використовуються труби, розраховані на робочий тиск 5,5 і 7,5 МПа, проектуються газопроводи з робочим тиском 10... 12 МПа. У міру падіння пластового тиску настає час, коли для подавання газу в магістральний газопровід виникає необхідність використання дотискної компресорної станції. З цього періоду починається компресорний період розробки родовища.