МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО

ГБПОУ АО «Астраханский государственный политехнический колледж»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по «МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

на тему:

«Проектирование разработки газоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины, на примере Алексеевской площади»

Выполнил:

ст. гр. РЭМ – 441

Ильин А.А.

Проверил:

Яковенко И.Б.


Астрахань

2023
Содержание

	Введение	3
1	Общая характеристика Алексеевской площади на Прикаспийской впадине	5
2	Стадии разработки газоконденсатных месторождений	8
2.1	Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений	8
2.2	Режимы разработки месторождений природных газов	10
2.3	Способы эксплуатации скважин	11
2.4	Фонтанный способ эксплуатации скважин	13
2.5	Оборудование устья скважин при фонтанном способе эксплуатации	14
2.6	Регулирование режима эксплуатации фонтанных скважин	16
2.7	Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов	17
3	Расчетная часть	19
4	Техника безопасности и противопожарные мероприятия	22
	Заключение	24
	Список литературы	25

Введение
Проектирование разработки газовых и газонефтяных месторождений является сложной, многопрофильной работой. Эта работа выполняется коллективом специалистов в области геологии, геофизики, гидрогеологии, газогидродинамики, термодинамики, бурения, химии, физических методов переработки газа, транспорта, экологии, экономики и т. д. Разработка газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений связана с крупными капитальными вложениями и эксплуатационными затратами.

---

Качеством проекта разработки предопределяется рентабельность газонефтедобывающего предприятия, охрана окружающей среды и природных ресурсов, коэффициенты извлечения газа, конденсата и нефти, численность персонала для освоения месторождения. Поэтому выполнять проект разработки газовых и газонефтяных месторождений для организации и специалистов является почетной и ответственной работой.

Под разработкой газовых и газоконденсатных залежей понимается управление процессами движения в пласте газа и газоконденсата к скважинам с целью добычи газа и конденсата.

Основные особенности газоконденсатных систем связаны с петлеобразностью фазовой диаграммы, с явлениями обратной конденсации и испарения. Эти особенности приводят к тому, что при снижении давления в газоконденсатной системе ниже давления насыщения начинается выпадение тяжелых углеводородов (конденсата).

Фильтрационные течения газоконденсатных систем в пласте сопровождаются фазовыми переходами. Эти переходы происходят в условиях локального термодинамического равновесия.

Если давление в газоконденсатном пласте в процессе разработки поддерживается на уровне начального (или давления начала конденсации), то фазовые переходы возникают лишь в зонах пласта, примыкающих к скважинам. В этом случае фильтрация газоконденсатной системы в пласте хорошо описывается дифференциальным уравнением неустановившейся фильтрации реального газа. Это означает, что большинство рассмотренных расчетных методов для газовых месторождений пригодно для определения показателей разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления.

В настоящее время все газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются на режиме истощения.

Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа при газовом режиме практически не превышает 60 % геологических запасов газа.

1. 
   Общая характеристика Алексеевской площади на Прикаспийской впадине
   

Газоконденсатное месторождение Прикаспийской впадины Алексеевской площадки — нефтегазоносная провинция, расположенная в Прикаспийской низменности. Основная её территория (примерно две трети) принадлежит Республике Казахстан, остальная — прилегающим областям Российской Федерации.

---

Общая площадь провинции 500 тыс. км², в том числе в России 120 тыс. км².

В тектоническом отношении (рисунок 1) Прикаспийская провинция приурочена к одноименной мегасинеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части Восточно-Европейской платформы, выполненной осадочным чехлом огромной мощности — до 22 км. Объем осадков, заполняющих впадину, превышает 4 млн км³, из них палеозойские отложения составляют 60%, мезозойские — 30 и кайнозойские — 10.

П рикаспийская впадина является крупнейшей на земном шаре областью развития соляной тектоники. Соль кунгурского возраста в виде соляных куполов, гребней, валов, массивов иногда достигающих огромных размеров (1000 — 1500 км²) прорывает многокилометровую (8 — 9 км) толщу вышележащих отложений и часто выходит на поверхность, иногда образуя соляные озера, разрушая имевшиеся залежи нефти и газа.

Рисунок 1 - Схематический геологический профиль Прикаспийской впадины.

Типы пород: 1 — сульфатно-соленосные, 2 — терригенные, 3 — карбонатные мелководные, 4 — глинисто-кремнисто-карбонатные депрессионные, 5 — преимущественно терригенные уплотненные и дислоцированные; геофизические слои: 6 — гранитогнейсовый, 7 — базальтовый, 8 — разломы, 9 — глубокие скважины.

На основании данных геофизических исследований и бурения проведено нефтегазогеологическое районирование территории Прикаспийской НГП, в составе которой было выделено 5 НГО: Волгоградско-Карачаганакская, Енбекско-Жаркамысская, Южно-Эмбинская, Астраханско-Калмыцкая, Центрально-Прикаспийская. В Прикаспийской провинции нефтегазоносность отмечается практически по всему вскрытому разрезу осадочного чехла.

В подсолевом этаже залежи УВ связаны преимущественно с четырьмя основными нефтегазоносными комплексами, литология и стратиграфический объем которых изменяется по площади: терригенным девонским (на востоке девонско-нижнекаменноуголъным), карбонатным верхнедевонским-нижнекаменноугольным, карбонатным нижне-среднекаменноугольным (на севере и западе среднекаменноугольным-нижнепермским), терригенным верх-некаменноугольным-нижнепермским.

Среднедевонские отложения (5630 — 5748 м) в объеме эйфельского и живетского ярусов сложены темно-серыми, почти черными известняками, часто органогенными, и аргиллитами. Из этих отложений получены притоки газа и нефти.

---

Среднедевонско-нижнефранский НГК, представленный на северо-западном и западном обрамлении Прикаспийской мегасинеклизы преимущественно терригенными породами мощностью 300— 1150 м. Пористость коллекторов 12 — 30%, проницаемость — до 0,7 мкм². В направлении к бортовому уступу ведущее значение преобретают порово-трещинные коллекторы. В этих коллекторах выявлена газоконденсатная залежь без примесей сероводорода

Среднефранско-нижневизейский НГК имеет сложное фациальное строение и различную полноту разрезов. Мощность комплекса меняется от 0 до 1500 м. В северо-западной части провинции разрез комплекса представлен преимущественно карбонатными породами. Терригенные образования носят подчиненный характер. В нижней части комплекса выявлены газонефтяные и газовые залежи.

Нижнекаменноугольный НГК представлен главным образом терригенными отложениями. В северо-западных районах в состав комплекса входят песчано-глинистые породы с редкими прослоями углей и известняков. Нефтегазоносность установлена на Лиманских площадях, на Саратовском участке борта впадины. Продуктивные песчаники залегают на глубине 3500 м. Средняя открытая пористость 12— 15%, проницаемость — 0,22 —0,3мкм².

В юго-западной части бортовой зоны и на юге впадины средневизейская толща выполнена органогенно-обломочными известняками с прослоями мергелей, мощностью до 250 м. На юго-востоке она представлена переслаиванием глинистых и песчаных горизонтов.

Месторождения углеводородов подсолевого этажа Прикаспийской провинции представляют собой газовые залежи с высоким газоконденсатным фактором, переходящим в залежи легкой нефти с высоким газовым фактором. Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северо-восточных и восточных районах провинции составляет 6—10%, в юго-восточных — до 24% и юго-западных — до 50%. Из них на долю сероводорода приходится: на северо-востоке провинции 4 — 5%, на востоке — до 6%, на юго-востоке — до 20% и юго-западе — более 23%.

2. 
   Стадии разработки газоконденсатных месторождений
   
   1. 
      Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений
      

Основная отличительная особенность разработки газовых и газоконденсатных месторождений от нефтяных и нефтегазовых, заключается в том, что они разрабатываются в основной массе – фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична и представляет собой единое целое.

---

Газовые и газоконденсатные месторождения разрабатываются по двум видам проектов – технологическому и техническому.

Технологический проект основан на исходных геологических данных и ограничениях технического, экономического и другого характера.

Технический проект базируется на технологическом, но с предусмотрением технических решений, подробной экономики и графической документации.

Р азработка газовых месторождений характеризуется тремя последовательно сменяющимися периодами эксплуатации – нарастающей, постоянной и снижающейся добычей природного газа. График основных показателей разработки газового месторождения приведен на рисунке 2.

Рисунок 2 - График основных показателей разработки газового месторождения: Q_сум – суммарный отбор газа из залежи; Р_мг – давление газа в магистральном газопроводе; n – число скважин; Р. - текущее давление; Р_вх – давление на входе в компрессорную станцию; N_дкс – мощность дожимной компрессорной станции; Q_г – годовой отбор газа; Р*(t)- безразмерное средневзвешенное давление в залежи.

Период постоянной добычи природного газа характеризуется стабильным годовым отбором газа при некоторых колебаниях отборов, обусловленных суточными или сезонными колебаниями потребления природного газа.

Период падающей добычи природного газа характеризуется снижающимися годовыми отборами газа. Продолжительность данного периода и минимальный дебит скважин за это время определяется рентабельностью.

При разработке газоконденсатных месторождений без поддержания пластового давления для любого периода его разработки устанавливаются зависимость годового отбора конденсата и природного газа, обосновывается коэффициент извлечения природного газа и конденсата при достигнутом уровне техники технологии в данный период. Если разработка газоконденсатного месторождения осуществляется с поддержанием пластового давления, то продолжительность этого периода определяется полнотой отбора утвержденных к извлечению из залежи запасов конденсата. Последующая разработка газоконденсатного месторождения осуществляется как чистого газового месторождения.
2.2. Режимы разработки месторождений природных газов

Понятие режима разработки месторождения природного газа подразумевает под собой,

---

Смотрите также файлы

• Технологический процесс.docx

• Тема Знакомство с дошкольным образовательным учреждением.docx

• Проблемы квалификации фальшивомонетничества.docx

• "асырды ажап ш тірегі "таырыбында Б апталыы болып тті. Масаты.docx

• Тема произведения.docx