Дипломная работа (ВКР) — бакалавр, специалист на тему Анализ проблем эксплуатации Астраханского газоконденсатного месторождения и пути ихрешения

Содержание:

Введение 5

Раздел 1. Исследование общей характеристики и основных сведений об Астраханском газоконденсаторном месторождении 8

1.1 Исследование общей характеристики Астраханского газоконденсаторного месторождения 8

1.2 Физико-химические свойства газа месторождения 11

1.3 Требования к качеству подготовки добываемого газа 15

1.4 Общий состав технологического процесса подготовки газа на Астраханском месторождении 17

Выводы по первому разделу 21

Раздел 2. Исследование общих сведений о составе продукции скважин Астраханского газоконденсаторного месторождения 22

2.1 Состав продукции скважин Астраханского газоконденсаторного месторождения 22

2.2 Оценка содержания агрессивных компонентов в добываемой продукции и их влияния на работу оборудования 24

Выводы по второму разделу 26

Раздел 3. Исследование компоновки скважинного оборудования Астраханского газоконденсаторного месторождения и его аварийности 27

3.1 Исследование компоновки скважинного оборудования Астраханского газоконденсаторного месторождения 27

3.2 Оценка аварийности скважинного оборудования Астраханского газоконденсаторного месторождения 30

3.3 Причины аварий 32

Выводы по третьему разделу 34

Раздел 4. Разработка рекомендация по решению проблем эксплуатации Астраханского газоконденсаторного месторождения 35

4.1 Методы снижения воздействия агрессивных факторов на работоспособность фонтанных арматур и подземного оборудования 35

4.2 Разработка рекомендаций по безопасной эксплуатации оборудования 54

Выводы по четвертому разделу 56

Заключение 57

Список литературы 58

Введение:

В настоящее время не теряет актуальности тема исследования вопросов совершенствования эксплуатации газоконденсаторных месторождений.

Все увеличивающаяся потребность в природном газе обусловливает необходимость бережного и оптимального использования объектов добычи.

Для эффективной разработки и эксплуатации большинства месторождений необходим подбор технологий предотвращения образования и возникновения осложнений, учитывающий особенности конкретных скважин.

Известно, что показатели добычи и экономической эффективности эксплуатации газоконденсаторных месторождений напрямую зависят от показателей работы технического оборудования.

Улучшение данных показателей ведет к снижению как общей стоимости добычи газа для заказчика (за счет увеличения наработки оборудования, снижения потерь добычи и энергозатрат), так и затрат подрядчика (за счет снижения стоимости дополнительного обслуживания и капитального ремонта оборудования в рамках прокатной схемы обслуживания). Таким образом, задача повышения надежности и энергоэффективности эксплуатации скважин является основным параметром для максимизации рентабельности эксплуатации месторождения.

Для борьбы с осложнениями необходима разработка и реализация комплексных мер, направленных на постоянный контроль и улучшение данных показателей эксплуатации [11].

Тема данной выпускной квалификационной работы – «Анализ проблем эксплуатации Астраханского газоконденсатного месторождения и пути их решения».

Цель настоящей выпускной квалификационной работы – поиск направления совершенствования разработки Астраханского газоконденсатного месторождения с целью минимизации проблем эксплуатации.

Исходя из цели работы, в процессе ее выполнения необходимо решить следующие задачи:

– произвести исследование общей характеристики Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– исследовать физико-химические свойства газа месторождения;

– определить требования к качеству подготовки добываемого газа;

– исследовать общий состав технологического процесса подготовки газа на Астраханском месторождении;

– исследовать состав продукции скважин Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– произвести оценку содержания агрессивных компонентов в добываемой продукции и их влияния на работу оборудования;

– произвести исследование компоновки скважинного оборудования Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– произвести оценку аварийности скважинного оборудования Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– исследовать причины аварийности на месторождении;

– разработать методы снижения воздействия агрессивных факторов на работоспособность фонтанных арматур и подземного оборудования;

– разработать рекомендации по безопасной эксплуатации оборудования.

Объект исследования – система разработки и подготовки газа Астраханского месторождения.

Предмет исследования – подходы в области совершенствования систем разработки и подготовки газа.

К методам исследований относятся: математические, физические, химиче-ские законы и методы, методы физического и математического моделирования и т.п.

Практический результат выпускной квалификационной работы – сформированы практические рекомендации по решению проблем эксплуатации, подбору средств и условий измерений для контроля технических параметров при оптимизации подготовки газа Астраханского месторождения.

Теоретическая значимость выпускной квалификационной работы заключается в том, что в процессе написания работы оказался полученным весомый набор теоретических и практических навыков, необходимые для последующей трудовой деятельности в рамках полученной специальности.

Заключение:

По завершению выполнения выпускной квалификационной работы получены следующие результаты:

– произведено исследование общей характеристики Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– исследованы физико-химические свойства газа месторождения;

– определены требования к качеству подготовки добываемого газа;

– исследован общий состав технологического процесса подготовки газа на Астраханском месторождении;

– исследован состав продукции скважин Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– произведена оценка содержания агрессивных компонентов в добываемой продукции и их влияния на работу оборудования;

– произведено исследование компоновки скважинного оборудования Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– произведена оценку аварийности скважинного оборудования Астраханского газоконденсаторного месторождения;

– исследованы причины аварийности на месторождении;

– разработаны методы снижения воздействия агрессивных факторов на работоспособность фонтанных арматур и подземного оборудования;

– разработаны рекомендации по безопасной эксплуатации оборудования.

Все поставленные задачи решены. Цель работы достигнута.

Фрагмент текста работы:

1.2 Физико-химические свойства газа месторождения

Астраханское месторождение нахо¬дится в юго-западной бортовой части Прикаспийской нефтегазо¬носной провинции. Имеет место наличие в осадочном чехле впадины мошной толщи кунгурских солей.

Предполагается, что комплекс разде¬лен на примерно равные части терригенными отложениями яснопо¬лянского надгоризонта. Заключенные внутри карбонатов терриген¬ные отложения, видимо, должны нести следы наложенной карбонатности с приобретением свойств покрышки. Косвенно такое предпо¬ложение подтверждается выравниванием скоростных свойств и со¬ответственно низкой степенью прослеживания отражающего гори¬зонта Б, который связывается с отложениями яснополянского над¬горизонта. Бурением он, однако, не вскрыт, как не вскрыта и ниж¬няя часть комплекса. В отложениях турнейского возраста непосред¬ственно под яснополянской покрышкой предполагается наличие зале¬жи жидких УВ с глубинами залегания 4800-5000 м. С этой целью в пределах контура АСГКМ в наиболее приподнятых участках отра¬жающего горизонта П п’ заложены скважины О 7 и 15 с проектны¬ми глубинами 5000 и 5500 м.

Верхняя часть комплекса изучена буровыми скважинами.

I Астраханская и 3 Долгожданная за пределами контура АСГКМ. Нефтепроявления в керне отмечены на глубине 4740 м скважины I Астраханская в алексинских доломитах замещения с пористо¬стью до 27%. Геохимическими исследованиями установлен эпиге¬нетический характер битумоидов. При опробовании интервала 4740-4770 м на штуцере 8 мм, однако, был получен лишь приток пластовой воды дебитом 150 м3/сутки с высокой газонасышенностью. Дебит газа визуально оценен в I тыс.м3/сутки. Признаков нефти не отмечено. В перекрывающих низкопоровых отложениях михайловского плюс веневского горизонтов из интервалов 4630- 4670 м, 4580-4590 м, 4366-4398 м при низкодебитных притоках пластовых вод были зафиксированы пленки нефти удельного веса 0,810 г/см3. На значительно меньших глубинах (4260-4304 м) из алексинских отложений в скважине 3 Заволжская в аварийной ситуации при ограниченной связи «скважина — пласт» был полу¬чен приток газа с конденсатом дебитом 20 тыс.м3/сутки. Состав полученного газа характеризуется пониженным содержанием кислых компонентов: сероводорода — 5,7%, углекислого газа — 12%. Скважиной 3 Заволжская установлен внутриформационный размыв в объеме михайловского + веневского горизонтов и отложений серпуховского яруса. Покрышкой предполагаемой залежи служат глинистые отложения основания краснополянского горизонта, ко¬торыми они отделены от обводненной части башкирской залежи АГКМ. Соответственно на более высоких отметках михайловского+ веневского горизонта из тонких низкопоровых пластов в скважине 55 Астраханская из интервала 4130-4152м получен приток с газом. Количество газа существенно превышает его раствори¬мость в пластовой воде. При пуске скважины после набора давле¬ния на 6 мм диафрагме дебит газа в течение 3-5 минут достигал 100 тыс.м3/сутки, а постоянный около 2 тыс.м3/сутки при дебите воды при переливе от до 12 м3/сутки.

Изложенные факты с материалами анализа толщи пород башкирско-серпуховско поздневизейского возраста позволяют сделать вывод о разделении верхней части карбонатного комплекса на 2 продуктивные толши — алексинскую и башкирскую. Для решения алексинской проблемы заложены скважины М 7,15,22, 23 Астраханские и 60 Заволжская. На масштаб алексинской залежи за недостаточностью данных единого мнения не существует. Мини¬мальный вариант представляет ее локализацию вдоль северо- восточного крыла Астраханского свода в зоне уста¬новленного внутриформационного размыва.

Непосредственно с галогенными отложениями кунгурского возраста каких-либо газонефтепроявлений не связано. Более того, отмечено, что многочисленные ралопроявления из межсоле¬вых сульфатно-терригенных горизонтов характеризуются крайне низкой газснасыщенностыо.

В связи с бурением эксплуатационных скважин большой ма¬териал получен по нефтегазоносности филипповского горизонта и подстилающих ассельско-артинских пород покрышки АГКМ. Сведения о проявлениях сведены в таблицу.

Первые слабые притоки нефти были получены из пограничных слоев филипповских и ассельско-артинских отложений в скважине I Пионерская. Проявления в керне были впервые отмечены в сква¬жинах М 8а14 Астраханских, 26 Сеитовская. Здесь же впервые зафиксировано разгазирование глинистого раствора. Наиболее полная характеристика по керну получена в скважине > 14. Здесь в преимущественно ангидритовом разрезе филипповского горизонта были отмечены в различной степени доломитизированные известняки. Породы перемятые, с интенсивной трещиноватостью^. В порах и трещинах содержится УВ 2-х генераций. Тяжелые, смолистые с асфальтенами сингенетичных битумоидов и легкие миграционные. Керн обладает запахом сероводорода. На этом ос¬новании был сделан вывод о существовании прямой связи газовой залежи АСГКМ и проявлений из филипповских отложений на отдель¬ных участках месторождения в связи с наличием трешиноватых зон, нарушавших сплошность ассельско-артинских покрышек.