Logo GenDocs.ru


Поиск по сайту:  


Отчет по практике № 2 - файл 1.doc


Отчет по практике № 2
скачать (2196 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc2196kb.15.11.2011 20:48скачать

содержание

1.doc

  1   2   3
Реклама MarketGid:
ВВЕДЕНИЕ


Общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Ямбург» обязано своим существованием открытию в 1969 году газоконденсатного месторождения на Тазовском полуострове. Само предприятие образовано 1 октября 1984 года в п. Ямбург.

Общество является обладателем лицензий на право пользования недрами Ямбургского, Заполярного и Тазовского месторождений и ведет добычу углеводородного сырья из сеноманских и неокомских отложений данных месторождений. Суммарные начальные запасы углеводородного сырья составляют около 10 триллионов кубометров газа, около 200 миллионов тонн газового конденсата и 300 миллионов тонн нефти. Доля компании в объеме добычи ОАО «Газпром» составляет более 40 %. К 2010 году этот показатель должен увеличиться до 45 %. Общество имеет уникальные технологии добычи, подготовки газа и газового конденсата, отличные инвестиционные перспективы.

В структуре предприятия – 12 филиалов, которые обеспечивают обслуживание подразделений основного производства всем необходимым, начиная от транспорта, энергетики, связи и заканчивая коммунальными услугами. ООО «Газпром Добыча Ямбург» осуществляет строительство и капитальный ремонт объектов производственного и социального назначения, эксплуатацию автодорог, материально-техническое снабжение, охрану объектов собственности, постоянный эколого-производственный мониторинг.

В настоящее время ООО «Газпром Добыча Ямбург» эксплуатирует 14 установок подготовки газа и 7 дожимных компрессорных станций. В эксплуатации 1050 газовых и газоконденсатных скважин, пробуренных наклонно-направленным методом. Суммарная протяженность эксплуатируемых газопроводов-шлейфов составляет свыше 1 тысячи километров.

Освоение гигантских месторождений (Ямбургского и Заполярного) ведется вахтовым методом. Базовые города сбора – Москва, Тюмень, Уфа, Краснодар, Белгород, Надым, Салехард, Новый Уренгой.

Разработка Ямбургского газоконденсатного месторождения начата в марте 1984 года. Первый товарный газ месторождения – гиганта промысловики подали с установки комплексной подготовки газа (УКПГ-2) в магистральную газопроводную сеть страны в 1986 году. В 1994 году добыт первый триллион кубометров Ямбургского газа, 2000 год – добыт второй триллион кубометров газа. На сегодняшний день с месторождения отобрано около 44 процентов от начальных запасов. Последующие годы добычи определяются сроками ввода вторых очередей ДКС и темпами обустройства Анеръяхинского и Харвутинского участков Ямбургского месторождения. 25 июля 2009 года в 14.14 добыт 4-трилионный кубометр газа.


1 Характеристика района работ


Ямбургское газоконденсатное месторождение открыто в 1969 г.

В административном отношении Ямбургское месторождение находится на территории Надымского и Тазовского районов (на Тазовском полуострове) Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Район Ямбургского месторождения отмечается крайне неблагоприятными гидрогеологическими условиями, связанными с наличием мощной толщи многолетнемёрзлых с поверхности пород.

Ямбургское газоконденсатное месторождение расположено в заполярной части Западно-Сибирской равнины на Тазовском полуострове в бассейне реки Пойловояха. По административно-территориальному делению северная территория месторождения является частью Тазовского, южная - Надымского районов Ямало-Ненецкого национального округа. На территории месторождения отсутствуют населенные пункты. Редкие и малонаселенные пункты сосредоточены на побережье Обской и Тазовской губ (Садай-Харвута, Епоко, Ямбург, Юрхарово).

Территория месторождения представляет собой полого-увалистую равнину с общим уклоном с юга на северо-восток и характеризуется сильным эрозонным расчленеием.

Летом район месторождения является непроходимым для обычного транспорта и труднопроходим даже для специального транспорта. Основным сухопутным транспортным путем являются зимники. Наиболее крупная река Пойловояха, протекающая в пределах месторождения, не имеет практического значения для судоходства. Ведущими траспортными артериями в летнее время являются Обская и Тазовская губа, но время функционирования этих водных путей ограничено поздним освобождением от ледяного покрова (в конце июня - начале июля) и ранним наступлением ледостава (в первых числах октября).

Абсолютные отметки рельефа поверхности изменяются от 0-5м (побережье Обской губы) до 60м и более (юг месторождения). Наивысшие отметки характерны долинам крупных рек. Гидрографическая сеть представлена реками Пойловояха и Хадуттэ с их многочисленными притоками, впадающими в Тазовскую губу.

Характерной особенностью территории месторождения является наличие многочисленных озер и болот, особенно в центральной его части. Большинство озер имеет термокарстовое происхождение. Это часто небольшие по площади мелководные озера, разбросанные по территории месторождения или расположенные группами. Глубина их обычно не превышает 2-4 метров. Кроме того, в долине реки Пойловояха и ее притоков широко развиты пойменные озера, глубиной до 2 м.

Суровость континентального климата района месторождения определяется холодной и продолжительной зимой (до 9-9,5 месяцев). Лето короткое и прохладное. Средняя температура воздуха зимой -24 -26оС;min температур достигает -59оС. Средняя летняя температура воздуха +6,5 +9оС. Средняя годовая температура воздуха составляет -10 -11оС.Осадков выпадает 300-500 мм в год, около 70% их приходится на летние месяцы. Появление устойчивого снежного покрова отмечается уже в конце сентября и первой декаде октября. Среднегодовая скорость ветра 5-7 м/сек, максимальные ско-рости могут превышать 40 м/сек.

Национальный состав населения ханты, ненцы, русские и др. Основным занятием населения является оленеводство, рыболовство, звероводство, охота; в районе в большом объеме проводились геолого-разведочные работы, развивается газодобывающая промышленность. Ближайшим относительно крупным населенным пунктом является райцентр Тазовское, который расположен в 120-140 км от месторождения. Расстояние от райцентра до Салехарда по воздуху составляет 600 км. Основными видами сообщения в летнее время являются водный и воздушный транспорт и наземный транспорт. Доставка грузов осуществляется по железной и автомобильной дорогам от г. Н.Уренгой. В период навигации основные грузы доставляютя по Обской губе. На месторождении построена автомобильная дорога, соединяющая установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

Транспорт газа осуществляетя по системе магистральных газопроводов Ямбург-Центр, а для транспорта конденсата построен конденсатопровод Ямбург-Уренгой.


2 Геологическая часть

2.1. Литология

Месторождение представляет собой многопластовую залежь, продуктивные горизонты которой приурочены к сеноманским и нижнемеловым (валанжин) отложениям.

Cеноманская залежь, содержащая основные запасы газа, имеет размеры 170х50 км, этаж газоносности 220 м. Общая площадь газоносности - 4655 км2, залегает на глубинах от 1000 м до 1200м. Залежь - сводовая, пластово – массивного типа, водоплавающая.

Сеноманская продуктивная толща представлена песчаными, песчано-алевритовыми, глинистоалевритовыми и глинистыми породами. Вверху перек-рывается толщей глин и подстилается на всей площади ее распространения водоносной толщей.

В целом по залежи коллекторы характеризуются высокими значениями открытой пористости, 30%, cреднее значение проницаемости по керну 0,68 мкм2 (680 мДарси) и 0,54  0,69 мкм2 (540  690 мДарси) по данным ГИС, газонасыщенность достигает 75 %.

По химическому составу газ сеноманской залежи однотипен с газом сеноманских залежей других месторождений Севера Западной Сибири. Состоит на 99 % из метана.

Работами последних лет установлено, что сеноманская толща Ямбургского месторождения имеет сложное строение,характеризуется значительной изменчивостью литологического состава,сильной расчлененностью, слоистой неоднородностью, повышенной глиностостью.

Начальное пластовое давление 11,73 МПа (117,3 атм), пластовая температура 296 303 К ( 2330оС) у газоводяного контакта (ГВК).

Сопоставление запасов газа сеноманской залежи, подсчитанных различными способами в 1995г., подтверждают начальные запасы газа, утвержденные в ГКЗ в 1983г., в объеме более 4 трл.м3.

По нижнемеловым залежам была установлена газоносность 15 продуктивных пластов: БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35, БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39.

Проектом разработки выделено два эксплуатационных объекта. В первый эксплуатационный объект включены залежи пластов: БУ13 , БУ23, БУ1-34, БУ15, БУ35 в зоне УКПГ -1В, 3В. Ко второму эксплуатационному объекту отнесены залежи пластов БУ16, БУ26, БУ36, БУ7, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29, БУ39 имеющих наибольшее распространение по площади месторождения, расположенных в зоне УКПГ-1В,2В,3В.

Наибольшие запасы конденсатосодержащего газа первого эксплуа-тационного объекта сконцентрированы в залежах пластов БУ3 ( около 80% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта) и второго эксплуатационного объекта в залежах пластов БУ1-28 ( 50% от суммарных запасов газа эксплуатационного объекта).

Залежь в пласте БУ13 находится в сводовой части поднятия, имеет размеры 24 х 31 км, высоту 167 м, вскрыта на глубинах 2500 – 2700 м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем по площади составляет около 10 м. Залежь - пластовая, сводовая.

Залежь пластов БУ1-28 распространена по всей площади Ямбургского месторождения, вскрыта на глубинах 28003300м, толщина газонасыщенных коллекторов в среднем составляет немногим более 10м. Залежь пластовая, сводовая , размеры 42 х 56 км, высота 433м.

Нижнемеловые продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Покрышками служат пласты глин. Отмечается тенденция улучшения коллекторских свойств вверх по разрезу.

Особенностью продуктивных пластов является низкая их песчанис-тость,1050%.Средняя проницаемость по пластам изменяется от 3.6 до 15.1 х 10-3 мкм2 (3,6-15,1 мДарси), значение газонасыщенности по керну 5760%, по ГИС 6670%.

Конденсатосодержащий газ валанжинских залежей содержит около 90% метана, более 3% углеводородов С5+ , азот, углекислый газ.

Начальное потенциальное содержание конденсата в пластовом газе по первому объекту эксплуатации принято 128г/м3, по второму эксплуатационному объекту 109112г / м3.

Коэффициент извлечения конденсата - 0,68.

Начальное пластовое давление первого эксплуатационного объекта 26,72МПа (267,2 атм), пластовая температура 344 К (71оС). Начальное пластовое давле-ние второго эксплуатационного объекта 32,40МПа (324,0 атм). пластовая тем-пература 355359 К (8286оС).

Утвержденные в 1985г. в ГКЗ начальные запасы газа нижнемеловых залежей около 1,5 трл . м3, конденсата более 200 млн.т.


3 Проектные показатели разработки


Особенности геологического строения сеноманской залежи продуктивной толщи и характер связи газонасыщенной части залежи, относящейся к типу водоплавающей с пластовой водонапорной системой, позволяют предполагать возможное проявление в процессе разработки месторождения упруго-водонапорного режима.

Прогнозные расчеты показали, что продвижение воды, особенно в начальный период разработки месторождения, существенного влияния на характер снижения пластового давления в газовой залежи не окажет. Поэтому расчеты изменения пластового давления производились из условия газового режима работы залежи.

В таблице 2.1. приведены основные проектные показатели разработки по УКПГ-1 Ямбургского месторождения.

Опыт эксплуатации месторождений Тюменской области показал, что в период выхода на постоянную добычу средние дебиты скважин превышают проектные. В первые годы разработки в период отставания обустройства число скважин недостаточно, хотя существует запас давления для обеспечения процессов осушки, а добывные возможности и депрессии позволяют увеличить начальный рабочий дебит. Поэтому в проекте в период нарастающей добычи рекомендуется дебиты 1500, 1300, 1100 тыс.м3/сут., что отвечает фактическим условиям освоения Уренгойского и Медвежьего месторождения. При определении количества скважин коэффициент эксплуатации принят равным 0,9 (330 суток), резерв эксплуатационных скважин принят равным 20%.

При распределении по площади газоносности годового отбора учитывались ранее принятые решения по разработке и обустройству месторождения на годовую добычу 125 млрд.м3, т.е. количество УКПГ в начальный период эксплуатации принято равным 7, а производительность их увеличена с 18 до 26,5 млдр.м3/год. Таким образом, с основного по размерам собственно Ямбургского поднятия, запасы которого оцениваются в объеме 4,2 трлн.м3, годовой отбор составит 4,4% от запасов.

За 18 лет разработки добыча газа из основного поднятия превысит 66% от начальных запасов и, начиная с 1998 года, месторождение должно вступить в заключительный период своей эксплуатации – период падающей добычи.

В целом разработка Ямбургского месторождения характеризуется следующими показателями. Период постоянных отборов составляет 13 лет. Начиная с 2004 года месторождение перешло на падающую добычу. Суммарная мощность ДКС достигнет 1105,6 тыс.кВт. Фонд эксплуатационных скважин, необходимый для обеспечения планируемого годового отбора с учетом 20% резерва будет равен 673.
^

3.1 Анализ конструкции и числа скважин


3.1.1 Конструкция скважин

На Ямбургском месторождении конструкция вертикальных эксплуатационных скважин имеет следующую конструкцию:

- лифтовая колонна из труб Æ168мм по ГОСТ 632-80 с высокогерметич-ными резьбами типа ОТТГ-1 с муфтами, уменьшенными до Æ178мм, с под-пакерным хвостовиком из труб по ГОСТ 632-80 Æ146 или 149мм с резьбовыми соединениями муфтового типа;

- эксплуатационная колонна из труб Æ219мм по ГОСТ 632-80 с высоко-герметичными резьбами типа ОТТГ-1 (или ВАМ по импорту) с муфтами нормального диаметра, спускается до глубины 1200-1300м, долото Æ269 или 295мм;

- кондуктор Æ299 или 324мм из обычных муфтовых труб по ГОСТ 632-80, до глубины 600м, диаметр долота 394мм;

- удлиненное направление из обычных обсадных муфтовых труб Æ426мм по ГОСТ 632-80, долото Æ490мм.

За всеми обсадными колоннами цемент поднимается до устья скважины.

При сооружении наклонных скважин отход забоя от вертикали принимается по кровле сеномана (на глубине 1200м по вертикали) на 150м с искривлением после спуска кондуктора с глубины 650м. Профиль скважины обычного типа состоит из вертикального участка-L1 участка набора кривизны-L2 и прямолинейного наклонного участка, продолжающегося до проектной глубины L3. При этом на глубине 1300м общая длина ствола составит 1327м.

Все эксплуатационные скважины этого диаметра оснащаются фонтанной арматурой АФБ-6-150/100-210ХЛ и колонной головкой ГК-6-210-219Х324. Отбор газа при эксплуатации проводится только по пакерной схеме.

Лифтовые колонны оснащаются комплексом подземного оборудования типа КО-219/168-140 с установкой пакера ППС-219/168-140 на 20-30м выше интервала перфорации и клапана отсекателя КО-168-140.

В каждом кусте из восьми эксплуатационных скважин с эксплуатационными колоннами Æ219мм размещается одна вертикальная наблюдательная скважина для проведения геофизических измерений с целью контроля за продвижением ГВК в процессе разработки месторождения.

Конструкция таких скважин принимается аналогично эксплуатационным, но с уменьшением соответствующих диаметров, а именно:

- эксплуатационная колонна из обычных обсадных муфтовых труб по ГОСТ 632-80 Æ168мм с муфтами нормального диаметра до глубины порядка 1300м с забоем ниже контакта газ-вода, долото Æ214мм;


Таблица 3.1.

Основные проектные показатели разработки УКПГ-1.

Годы

отбор газа

Q

РПЛ

Депрес-

сия

Кол-во

скважин

Руст

Рна вх.

в ДКС

Мощность

ДКС

V на

забое

год

сум

млрд.м3

тыс.м3/сут

кгс/см2

кгс/см2




кгс/см2

кгс/см2

МВТ

м/сек

1986

8.0

8.0

1500.0

116.1

2.7

19

99.2

99.0

0

7.3

1987

30.0

38.0

1300.0

111.8

2.3

84

96.7

96.5

0

6.6

1988

30.0

68.0

1100.0

107.5

1.9

99

94.1

93.8

0

5.8

1989

30.0

98.0

1000.0

103.1

1.7

96

90.6

90.4

0

5.5

1990

30.0

128.0

1000.0

98.7

1.8

109

86.5

86.2

0

5.8

1991

30.0

158.0

1000.0

94.4

1.9

109

82.3

82.1

0

6.1

1992

30.0

188.0

1000.0

89.9

1.9

109

78.1

77.8

0

6.5

1993

30.0

218.0

1000.0

85.5

2.0

109

73.8

73.5

2.2

6.9

1994

30.0

248.0

1000.0

81.0

2.2

109

69.4

69.1

9.3

7.3

1995

30.0

278.0

1000.0

76.5

2.3

109

65.0

64.7

17.2

7.8

1996

30.0

308.0

1000.0

72.0

2.4

109

60.5

60.1

26.2

8.4

1997

30.0

338.0

1000.0

67.4

2.6

109

55.8

55.4

36.6

9.1

1998

30.0

368.0

1000.0

62.7

2.8

109

51.0

50.6

48.8

9.9

1999

30.0

398.0

1000.0

58.0

3.1

109

46.1

45.6

63.3

10.9

2000

30.0

428.0

1000.0

53.2

3.4

109

40.9

40.3

81.2

12.1

2001

30.0

458.0

1000.0

48.4

3.7

109

35.4

34.7

104.2

13.6

2002

30.0

488.0

1000.0

43.5

4.2

109

29.4

28.6

136.0

15.6

2003

30.0

518.0

1000.0

38.5

4.8

109

22.7

21.6

186.1

18.3

2004

28.0

546.0

868.3

33.8

4.5

109

19.7

18.7

186.1

18.4

2005

24.4

570.4

759.0

29.6

4.3

109

16.8

16.0

186.1

18.8.

2006

21.3

591.8

662.9

26.0

4.1

109

14.3

13.6

186.1

19.1

2007

18.6

610.4

579.6

22.7

4.0

109

12.0

11.3

186.1

19.6

2008

16.3

626.7

507.2

19.8

3.9

109

9.8

9.2

186.1

20.2

2009

14.2

640.9

440.9

17.3

3.8

109

8.1

7.4

186.1

20.8

2010

12.4

653.3

383.6

15.1

3.7

109

6.4

5.8

186.1

21.6

2011

10.7

664.0

331.2

13.1

3.6

109

5.1

4.5

186.1

22.4

2012

9.3

673.3

285.5

11.5

3.6

109

3.9

3.3

186.1

23.3

2013

7.9

681.2

243.9

10.0

3.5

109

2.9

2.4

186.1

24.0

2014

6.8

688.0

207.0

8.8

3.4

109

2.2

1.6

186.1

24.7

2015

5.7

693.7

175.2

7.7

3.2

109

1.6

1.1

186.1

25.3


- кондуктор из обычных обсадных муфтовых труб по ГОСТ 632-80 Æ245мм до глубины 600м, долото Æ295мм;

- удлиненное направление из обычных обсадных муфтовых труб по ГОСТ 632-80 Æ324мм до глубины 120-200м, долото Æ394мм.

Подъем цемента за всеми колоннами - до устья скважины.

Скважины не перфорируются и не оборудуются лифтовыми колоннами, они заполняются незамерзающей жидкостью (раствором хлористого кальция), а на устье закрываются задвижками.

Кроме приведенных конструкций, на некоторых кустах запроектировано по одной мелкой опережающей наблюдательной скважине для изучения состава ММП (с отбором керна) и последующего наблюдения за температурным режимом интервала ММП при длительной эксплуатации куста в процессе разработки. Глубины указанных скважин меняются от100 до 400м в зависимости от состава мерзлых пород (средняя глубина-200м) и расположения на структуре.

Конструкция этих скважин следующая:

- колонна Æ146мм от 100 до 400м с цементированием до устья;

- направление Æ219мм от 20 до 80м с цементированием до устья.

На участках структуры с уменьшенной мощностью газоносного интервала и ухудшенными коллекторскими свойствами сооружаются скважины с лифтовыми колоннами Æ114мм. Для таких вертикальных скважин применяется следующая конструкция:

- лифтовая колонна из гладких насосно-компрессорных труб Æ114,3мм по ГОСТ 633-80 и уплотнением резьбовых соединений лентой ФУМ (или из труб ВАМ по импорту) с подпакерным хвостовиком из насосно-компрессорных гладких труб Æ102мм;

- эксплуатационная колонна из обсадных труб Æ168мм по ГОСТ 632-80 с высокогерметичными соединениями типа ОТТГ (или ВАМ по импорту) с муфтами нормального диаметра до глубины 1200-1300м, долото Æ214мм;

- кондуктор из обычных муфтовых обсадных труб Æ245мм по ГОСТ 632-80 до глубины 600м, долото Æ295мм;

- удлиненное направление кондуктор из обычных муфтовых обсадных труб Æ320мм по ГОСТ 632-80 до глубины 120-200м, долото Æ394мм.

Подъем цемента за всеми обсадными колоннами - до устья скважины.

Эксплуатационные скважины с эксплуатационными колоннами Æ168мм и лифтовыми колоннами Æ114мм сооружаются наклонным способом (отклонение забоя от вертикали 400м). При этом искривление ствола наблюдается после спуска и цементирования вертикального удлиненного направления Æ324мм, а кондуктор Æ245мм удлиняется до глубины 750м по вертикали и спускается в наклонный ствол.
  1   2   3

Реклама:





Скачать файл (2196 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru