Определение технологических показателей горизонтальной газовой скважины на примере Ачимовской залежи Песцового НГКМ
Введение
Залежи углеводородов ачимовской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) являются важнейшей по масштабам и качеству формацией топливно-энергетического комплекса России. Однако сложность и специфика геологического строения, недостаточная изученность основных закономерностей изменения коллекторских свойств, неоднозначность оценок фазового состояния природных углеводородных систем, аномально высокое пластовое давление создают значительные трудности при создании геологических и гидродинамических моделей месторождений.
Информация о составе, физико-химических и термодинамических свойствах пластового флюида является важным звеном в структуре исходной информации, необходимой для создания и последующего использования геолого-технологической документации различного уровня (подсчета запасов, технологических схем разработки месторождений), и т.д.. Источником информации о свойствах пластовых флюидов являются специальные промысловые и лабораторные исследования, кото
Содержание.
Техническое задание...............................................................................................2
Введение...................................................................................................................4
Общие сведения об Ачимовской залежи Песцового НГКМ...............................7
1. Геологическое строение Ачимовской залежи Песцового НГКМ и его особенности............................................................................................................11
2. Конструкция скважины.....................................................................................15
3.Технологические режимы эксплуатации скважин..........................................17
4.Алгоритм решения.............................................................................................21
4.1.Исследование притока....................................................................................21
4.2.Комплекс геофизических методов исследования скважин.........................27
4.3.Расчет распределения температуры по стволу горизонтальной скважины................................................................................................................31
4.4.Результаты расчета..........................................................................................37
Заключениие.......................................................................................................40
Список литературы.............................................................................................41
Список литературы
1. Корякин А.Ю.,Ериолаев А.И.,Слугин П.П.,Игнатов И.В.,Кобычев В.Ф. Комплексное использование промысловых объектов Уренгойского НГКМ в условиях разработки сеноманской,валанжинской и ачимовских залежей// Газовая промышленность, 2018. № 7. С. 58-59.
2. Казаков К.В., Бравичев К.А., Лесной А.Н. Определение оптимальных условий для размещения нагнетательных скважин при закачке газа и водогазовом воздействии // Экспозиция Нефть Газ, 2016. № 1 (47). С. 37-41
3. Мылов Л.Ю., Безнощук Т.А., Азимов И.Д. Подсчет запасов газа, газоконденсата и оценка рентабельности разработки месторождений Ачимовского пласта // Экономика и предпринимательство, 2016. № 5. С. 977-981.
4. Николаев Кирилл. "Газпром нефть": Возвращение на Ачимовку. Сравнительные характеристики Ачимовских и неокомских пластов в Ноябрьском регионе // ROGTEC Российские нефтегазовые технологии, 2015. № 42. С. 16-22.
5. [Электронный ресурс] // ПАО «Газпром». URL: https://www.gazprom.ru/projects/urengoyskoye/
геофизических исследований для прогнозирования и выделения интервалов увеличения пластового давления.
По результатам интерпретации комплекса ГИС необходимо принять решение о глубине спуска колонны.
Таблица 1 Типовая конструкция наклонно-направленной скважины
Название колонныИнтервал спуска (минимальный) Диаметр ствола колонны, ммДиаметр бурового долота, ммИнтервал подъема тампонажного раствораНефтянаяГазоваяНаправление70 м 324 393,7 - -
Кондуктор850 м 245 295,3 До устьяДо устьяЭксплуатационная колонна на 30–50 м ниже продуктивного пласта 168 215,9 – 220,7 на 150 м до перекрытия башмака предыдущей колонны На 500 м (либо до устья)
.
Технологические режимы эксплуатации скважинТехнологический режим работы скважины - дебит, состав продукта, давление и температура на устье. К технологическому режиму относятся также параметры работы оборудования, обеспечивающего тот или иной способ эксплуатации скважины (давление нагнетания и количество газа, закачиваемого в скважину, н