Теми рефератів
> Реферати > Курсові роботи > Звіти з практики > Курсові проекти > Питання та відповіді > Ессе > Доклади > Учбові матеріали > Контрольні роботи > Методички > Лекції > Твори > Підручники > Статті Контакти
Реферати, твори, дипломи, практика » Новые рефераты » Розрахунок технологічного режиму експлуатації - граничний безводний дебіт на прикладі свердловини Комсомольського газового родовища

Реферат Розрахунок технологічного режиму експлуатації - граничний безводний дебіт на прикладі свердловини Комсомольського газового родовища





Міністерство освіти і науки Російської Федерації

Російський державний університет нафти і газу імені І.М. Губкіна

Факультет розробки нафтових і газових родовищ

Кафедра розробки та експлуатації газових і газоконденсатних родовищ









Контрольна робота

з курсу «Розробка та експлуатація газових і газоконденсатних родовищ»

на тему: «Розрахунок технологічного режиму експлуатації - граничний безводний дебіт на прикладі свердловини Комсомольського газового родовища».



Виконав Кибиш А.А.

Перевірив: Тімашов А.Н.




Москва, 2 014


Зміст


1. Коротка геолого-промислова характеристика родовища

. Конструкція свердловин для родовищ, що розкрила пластову воду

. Технологічні режими експлуатації свердловин, причини обмеження дебітів

. Розрахунок безводного дебіту свердловини, залежність дебіту від ступеня розкриття пласта, параметра анізотропії

. Аналіз результатів розрахунків

Список використаної літератури


1. Коротка геолого-промислова характеристика родовища


Комсомольське газоконденсатнонефтяное родовище розташоване на території Пуровского району Ямало-Ненецького автономного округу, в 45 км на південь від районного центру селища Тарко-Сале н 40 км на схід від селища Пурпе.

Найближчі родовища з затвердженими в ДКЗ СРСР запасами нафти Усть-Харампурское (10 - 15 км на схід). Ново-Пурпейское (100 км на захід).

Родовище відкрите в 1967 році спочатку як газове (С'еноманская затежь). Як нафтове відкрито в 1975 році. У 1980 році була складена технологічна схема розробки, реалізація якої почалася в 1986 році.

Чинний газопровід Уренгой - Новополоцьк знаходиться в 30 км на захід від родовища. У 35 - 40 км на захід проходить траса залізниці Сургут - Уренгой.

Територія являє собою злегка горбисту (абсолютні відмітки плюс 33, плюс 80 м), заболочену, з численними озерами рівнину. Гідрографічна мережа представлена ??річками Пякупур і Айваседапур (притоки річки Пур). Річки судноплавні лише під час весняного паводку (червень), який триває один місяць.

Комсомольське родовище розташоване в межах структури П порядку - Пякупуровского куполоподібного підняття, що входить до складу Північного мегавала.

Пякупуровское куполовидної підняття являє підняту зону неправильної форми, орієнтовану в південно-західно-північно-східному напрямках, ускладнену декількома локальними підняттями III порядку.

Аналіз фізико-хімічних властивостей нафти, газу та води дозволяє підібрати найбільш оптимальне свердловинне обладнання, режим роботи, технологію зберігання і транспортування, тип операції з обробки привибійної зони пласта, обсяг закачиваемой рідини і багато іншого.

Фізико-хімічні властивості нафти і розчиненого газу Комсомольського родовища вивчалися за даними досліджень поверхневих і глибинних проб.

Частина параметрів визначалася безпосередньо на свердловинах (виміри тисків, температур, та ін.) Аналіз проб проводився в лабораторних умовах в ТЦЛ. ТОВ ??laquo; ГЕОХІ, ТОВ ??raquo; Реагент" м Тюмені.

Поверхневі проби відбиралися з викидний лінії при роботі свердловин на певному режимі. Всі дослідження поверхневих проб нафти і газу проводилися за методиками, передбаченими Державними стандартами.

У процесі досліджень було вивчено компонентний склад нафтового газу, результати наведені в таблиці 1.


Таблиця 1 - Компонентний склад нафтового газу.


До підрахунку запасів рекомендуються параметри, визначені при стандартних умовах і способі, наближеному до умов розгазування нафти на промислі, тобто при ступінчастою сепарації. У зв'язку з цим результати досліджень проб нафтовим методом диференціального розгазування в розрахунку середніх значень не використовувалися.

Властивості нафт також змінюються по розрізу. Аналіз результатів лабораторних досліджень проб нафт не дозволяє виділити строгі закономірності, однак можна простежити основні тенденції зміни властивостей нафт. З глибиною щільність і в'язкість нафти мають тенденцію до зменшення, така ж тенденція зберігається н для вмісту смол.

Вміст сірки найвище у верхніх пластах групи ПК. в покладах пластів групи АП вміст сірки зменшується.

Розчинність газів у воді набагато нижче, ніж в на...


сторінка 1 з 5 | Наступна сторінка





Схожі реферати:

  • Реферат на тему: Аналіз результатів газогідродінаміческіх досліджень свердловин сеноманской ...
  • Реферат на тему: Надання та вилучення земель при облаштуванні родовища нафти і газу в Ямало- ...
  • Реферат на тему: Розробка технології дослідження многопластових родовищ нафти на прикладі Пр ...
  • Реферат на тему: Аналіз будови поклади нафти пласта П Лозового родовища з метою раціональног ...
  • Реферат на тему: Технологія розробки Ярегского нафтового родовища нафти