дві нафтогазові - на Березівському піднятті і в основній частині родовища, що включає Баранівське, Уликское, Павлівське, Південно-Павлівське і Григорівське підняття.
Розміри газового покладу складають 0,8 - 2,8 х 0,9 - 1,9 км, в межах ГНК від мінус 803 м до мінус 817 м, поверх газоносності 3,9 - 8,0 м. Тип покладів - пластова з литологическими екранами. Розміри нафтової частини поклади в межах ВНК мінус 827 м складають 4,9 х 4,0 км, поверх нафтоносності 10 м.
На основній частині родовища виділяється газонафтова поклад з двома газовими шапками - на Григор'ївському піднятті і об'єднуюча Баранівське, Уликское, Павлівське і Південно-Павлівське підняття.
Розміри газової шапки 4,8 - 15 х 5,8 - 10 км, поверх газоносності 15,1 - 23,5 м. Ефективна газонасичених товщина складає 0,6 - 11,6 м.
Розміри нафтового покладу в межах ВНК мінус 790 - мінус 798 м складають 0,2 - 17 х 0,6 - 18 км, поверх нафтоносності 6,7 - 13 м, тип поклади - пластова сводовая. Нефтенасищенная товщина змінюється від 0,8 до 7,2 м, середньозважене значення одно 3,8 м.
Фізико-хімічні властивості газу та води
Таблиця 1.5.1 - Компонентний склад природного газу
№п/пКомпонентиМассовая доля1.Со2-вуглекислий газотсутствует2.Н2S-сероводородотсутствует3.N2-азот14,034.СН4-метан73,425.С2Н6-этан9,506.С3Н8-пропан1,977.С4Н10-изобутан0,298.НС4Н10-нормальный бутан0,449.С5Н12-ізопентан0,1710.НС5Н12-нормальний пентан0,1111.С6Н14 + гексани і више0,07Ітого: 100
Таблиця 1.5.2 - Компонентний склад попутного нафтового газу
№п/пКомпонентиМассовая доля1.Со2-вуглекислий газотсутствует2.Н2S-сероводородотсутствует3.N2-азот5,294.СН4-метан34,985.С2Н6-этан18,306.С3Н8-пропан21,527.С4Н10-изобутан4,108.НС4Н10-нормальный бутан8,509.С5Н12-ізопентан3,2210.НС5Н12-нормальний пентан2,4611.С6Н14 + гексани і више1,63Ітого: 100
Таблиця 1.5.3 - Фізико-хімічні властивості води
В'язкість в пластових умовах, МПа? сПлотность в пластових умовах, кг/м3Содержаніе іонів, мг/л мг-екв/лCl-SO4-HCO3-Ca2 + Mg2 + Ia + + K + 1,551,143131172 37001020 21,2648,8 0,808779 4383430 18172043 3002
2. ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА
.1 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
Якщо продуктивний пласт складний пухкими нестійкими породами (пісок), то при експлуатації свердловин з великим дебітом можливе руйнування привибійної зони. Тверді частинки, що виносяться з пласта, сприяють ерозії (роз'їдання) підземного і наземного обладнання, утворення пробок, підземним обвалів і т.д. Забезпечити нормальну експлуатацію свердловини можна підтриманням мінімального градієнта, меншого, ніж дозволене його значення, створенням умов винесення часток зі стовбура на поверхню і застосуванням методів кріплення привибійної зони пласта.
Порушення умов, що впливають на встановлення технологічного режиму роботи газових свердловин, або неможливість їх обліку повною мірою приводить до різних ускладнень при експлуатації. Розглянемо основні види ускладнень і заходи щодо їх усунення.
Гідратоутворення
Утворилися гідрати можуть закупорити свердловини, газопроводи, сепаратори, порушити роботу вимірювальних приладів і регулюючих засобів. Часто внаслідок утворення гідратів виходять з ладу штуцера та регулятори тиску, дроселювання газу в яких супроводжується різким зниженням температури.
Особливості експлуатації обводнять газових свердловин
Багато газові та газоконденсатні родовища країни експлуатуються при упруговодонапорном режимі, причому в галузі зростає число родовищ, що вступили в пізню стадію розробки з природним закономірним обводненням продукції свердловин.
У роботі газової свердловини можна виділити чотири періоди. Перший період - безводний. У другому періоді відбувається накопичення притекающей води в стволі спочатку без виносу її на поверхню і з утворенням плівки на стінках труб (перша фаза періоду), а потім з виносом її у вигляді диспергованих крапельок потоком газу. Третій період характеризується тим, що, скільки води притікає в свердловину, стільки ж її виноситься на поверхню. При цьому в стовбурі є певний обсяг накопиченої води. У міру виснаження поклади в залежності від технологічного режиму експлуатації свердловини відбувається зменшення або дебіту газу, або забійного тиску. Умови для виносу води погіршуються, особливо при збільшенні витрати притекающей води. Настає четвертий період, що характеризується новим прискореним накопиченням води в стволі. Внаслідок цього робота обводнять газової свердловини переходить на режим нульової подачі газорідинного підйомника. Так як при цьому прип...
