Зміст
Вступ
1.Загальнівідомості про родовище
1.1 Коротка геолого-промисловахарактеристика родовища
1.2 Геолого-фізичні властивостіпокладу і флюїдів
1.3Характеристика і стан фондусвердловин
2.Аналізрозробки покладу
2.1 Система розробки
2.2 Режими роботи нафтових і газовихпокладів
2.3 Розрахунок
3.Методиінтенсифікації
3.1 Кислотна обробка
3.2 Гідророзрив пласта
4. Технологічні режими експлуатаціїпокладу
4.1 Способи експлуатації нафтових ігазових родовищ
4.2 Встановлення технологічногорежиму
5.Технікабезпеки та охорона навколишнього середовища
Висновок
Література
Вступ
нафтовий свердловина родовище пластовий флюїд
Історіясвітового нафтового господарства бере свій початок з 1859 року. Завдяки своїмунікальним властивостям нафта з часом перетворилась в один з найважливішихсировинних ресурсів сучасної економіки, а операції з нею у «найбільшийбізнес двадцятого століття».
Разомз газом нафта, як і раніше займає сьогодні провідні позиції у структуріенергоспоживання більшості країн світу.
Щорічнийсвітовий видобуток, який ведеться майже у 80-ти країнах світу досяг гігантськихмасштабів і становить понад 3 млрд. тон нафти та близько 2-х трильйона м3 газу.Високий рівень щорічного видобутку нафти і газу може привести до швидкоговикористання їх запасів із надр Землі, тому перед людством стоїть завданнявирішити проблему раціонального та економічного їх використання.
Правдана сьогоднішній день розвідані не всі запаси нафти і газу. Є ще великітериторії, та переважно акваторії морів, де можуть бути відкриті нові родовища.Недостатньо розвідані також великі глибини земних надр. Це дає змогу зоптимізмом дивитись на подальший розвиток нафтогазової промисловості.
Більшістьродовищ, які експлуатуються на Україні перебувають на заключних стадіяхрозробки. Видобуток нафти, газу і конденсату забезпечують в нафтовидобувнихпідприємствах.
ЗабезпеченняУкраїни паливно-енергетичними ресурсами при формуванні державної незалежності іпереході до ринкових відносин належать до найактуальніших питань економічноїполітики. Сьогодні власний видобуток нафти сягає 4,3 млн. т, або 7% від потреб.Це зумовлено виснаженням великих родовищ, тривалістю відкриття і освоєння новихродовищ, або важковилучуваними запасами, що привело до зменшення поточнихдебітів свердловин і обсягів видобутку нафти.
1.Загальні відомості про родовище
1.1Коротка геолого-промисловахарактеристика родовища
Пролетарськеродовище в адміністративному відношенні знаходиться у Магдалинівському районіДніпропетровської області, за 20 км на північ від с.м.т. Магдалинівка.
Врайоні досліджень з 1949 року проводилися гравіметричні, магнітометричні,електророзвідувальні, сейсморозвідувальні роботи, структурно-картировочне,структурно-пошукове, параметричне і пошуково-розвідувальне буріння. В 1959 роцібула опублікована геологічна карта масштабу 1:200 000. Комплексна геолого-гідрогеологічназйомка масштабу 1:200000 була проведена в 1964-1966 рр. Харківською експедицією„Дніпрогеологія".
З1955 р. в районі проводилися сейсморозвідувальні роботи, що входять в комплексгеолого-розвідувальних робіт на нафту і газ. За цей час сейсморозвідкою буливиявлені і підготовлені до пошукового буріння цілий ряд антиклінальних піднять– Іллічівське, Голубівське, Левенцівське, Орільське, Богатойське і ін.
З1958 р. в районі проводилося пошуково-розвідувальне буріння на нафту і газ. Врезультаті в південній частині району були виявлені нафтогазові родовища:Пролетарське, Левенцівське, Голубівське, Перещепинське, Богатойське,Ульянівське.
У1965 р. трестом «Полтаванафтогазрозвідка» Пролетарська площа введенау пошукове буріння, а 1966 р. з пошукової свердловини 1 був отриманийпромисловий приплив газу. У 1968 р. на підставі попереднього підрахунку запасівгазу, родовище введено у дослідно-промислову експлуатацію .
Утравні 1969 р. ДКЗ СРСР затвердила запаси газу родовища в об'ємі 17,65 млрд.м3.За категорією В затверджено 8,24 млрд.м3, а за категорією Сі -9,41 млрд.м3 [2].
В1971 р. згідно складеного УкрНДІГазом проекту розробки [3], родовище введено упромислову розробку. За період розробки (1968-1984 р.) з родовища відібрано77,2% початкових запасів газу.
У1984 р. рішенням Мінгазпрому СРСР на базі продуктивних горизонтів М-7, Б-5 іБ-9 створене Пролетарське підземне сховище газу (ПСГ). Залишкові запаси газу повсіх горизонтах родовища були з Держбалансу списані (наказ Мінгазпрому СРСР від16.08.1984 р.). Залишкові запаси газу горизонтів М-7, Б-5, Б-9 переведені вбуферний газ, а залишкові запаси горизонтів Б-12, В-15, В-17-18-19 планувалосявикористати для створення буферного об'єму у горизонтах зберігання шляхомперепуску газу, чи подачі газу місцевим споживачам. При спробі у 1985 р. початиперепуск газу, з'ясувалося, що у процесі інтенсивної експлуатації у вищепозначених горизонтах пластові тиски значно знизилися, а самі горизонтиобводнилися і не можуть бути задіяні для перепуску. Тому, експлуатаційнісвердловини старого видобувного фонду (70, 71, 72, 73, 77 та інші) булизаконсервовані.
У2001 р. ТОВ «Дніпрогазресурс» свердловини 70, 71, 72, 73, 77 булирозконсервовані, і в них проведений комплекс дослідницьких робіт.
Матеріалдля магістерської роботи був зібраний за період проходження виробничої практикив Пролетарському виробничому управлінні підземного зберігання газу.
/>
Рис.1.1Загальний вид Пролетарського родовища
/>
Рис. 1.2Структурна карта
/>
Рис. 1.3Геологічний розріз
Територія районурозташована в основному в межах крайньої південно-східної частиниДніпровсько-донецької западини, де розвинена могутня осадова товща, складенапородами палеозойського, мезозойського і кайнозойського віку. Найбільшапотужність осадових порід за геофізичними і геологічними даними в північнійчастині району досягає 6000 м. На південь у зв'язку з підняттям кристалічногофундаменту відбувається зменшення потужності осадової товщі до 450 м.
Вгеоструктурному відношенні дана площа розташовується в межах крайньої південно-східноїчастини Дніпровсько-Донецької западини, в південній прибортовій зоні Донецькогограбену.
Дніпровсько-донецьказападина є обширним прогинанням, що утворилося по розломах у фундаментіпівденно-західної частини восточно-європейської платформи між Українським щитомі Воронежською антиклізою.
Осьова частиназападини, є грабен, паралельно якому протягуються бортові частини западини(Чирвінська, 1954). Ці основні тектонічні елементи відрізняються специфічнимирисами будови осадового чохла.
Області грабенувідповідає зона регіональних максимумів сил тяжкості значної інтенсивності.Зона регіональних мінімумів гравітаційного поля відповідає зоні оздобленняграбену. Бортові частини западини характеризуються мозаїчними гравітаційнимианомаліями.
Велика частинатериторії розташовується в зоні оздоблення, в південній прибортовій зоніДніпровського грабену, що розглядається як зона східчастих порушень. В межахпівденного борту западини лежить лише південна частина площі, північна межаякої може бути проведена по регіональному розлому, встановленому сейсмічниминаглядами в районі с. Голубовки, який проходить через всю територію.Центральному грабену відповідає крайній північний район описуваної території.
У ранньо- ісередньокам’яновугільний час на описуваній території переважали низхідніколивальні рухи, що зумовили трансгресію моря і накопичення могутніх товщтеригенних відкладів. В кінці піздньокам’яновугільної епохи, в уральську фазугерцинського орогенезу, починається формування основних тектонічних елементів Донецькоїскладчастої системи. В Дніпровсько-донецькій западині цій фазі відповідаєутворення ослаблених зон, в які спрямувалася сіль з центральних частинзападини, що привело до виникнення соляних куполів як відкритого, так ізакритого типів, і розвитку соляних штоків.
Подальшеопускання западини відбувається впродовж всього мезозою. Короткочасне підняттятериторії, що супроводжувалося накопиченням континентальних відкладень івулканічною діяльністю, відбулося в середньокеловейський час.
На описуванійтериторії чітко простежуються три структурні поверхи: нижній — докембрійськийфундамент, середній, складений могутньою товщею моноклинально залягаючихпалеозойських і мезозойських порід, і верхній, представлений майжегоризонтально залягаючими відкладеннями кайнозою, потужність яких в 10-20 разівменше потужності палеозойських і мезозойських відкладень.
Тектонікакристалічного докембрийського фундаменту описуваного району, як і всієї площіДніпровсько-донецької западини, вивчена слабо і трактується головним чином заданими геофізичних досліджень, на підставі яких передбачається широкий розвитокподовжніх диз'юнктивних порушень. Останні зумовили східчасту будовукристалічного фундаменту, яка підтверджується, зокрема, наявністю численнихрозломів, встановлених в товщі карбону при розвідці Новомосковського іПавлоградського кам'яновугільних родовищ.
Згадуваний вищеподовжній регіональний розлом в районі с. Голубівки, що прослідивсейсморозвідкою на ділянці від с. Новоселовки на заході до п. Ілліча на сході,має амплітуду зсуву кристалічного фундаменту до 1000 м (Шипелькевіч, 1933).
Середнійструктурний поверх є величезну моноклиналь, ускладнену рідкісними структурами.Залягаючі в нижній частині цього поверху кам'яновугільні відкладення доситьдобре вивчені в структурному відношенні в процесі пошуково-розвідувальних робітна вугілля.
До числанайкрупніших диз'юнктивних порушень відносяться скидання: Карабіновський(амплітуда вертикального зсуву 300 м) з апофізою «А», Булаховський(амплітуда 120-135 м), Центральний (амплітуда 300 м), Кочережський (амплітуда від 30 до 250 м) і Павлоградсько-Вязовський (амплітуда зсуву від 75до-380 м).
Описаніпорушення не є одновіковими і виникли, ймовірно, в ті ж орогенні фази, що і вДонбасі. Оскільки більшість порушень січе нижній і середній карбон, а іноді ітріас (апофиза Кочережського скидання), то природно пов'язувати їх виникнення здругою серією горотворних рухів у відкритому Донбасі (пізня пермь — кінецьтріасу). Разом з тим крупні тектонічні переміщення, відповідні першій фазіорогенезу в Донбасі, мали місце в ранньому карбоні, на межі раннього і пізньогоСерпухова.
Мезозойськівідкладення залягають моноклинально і падають на північ і північний схід, тобтоу бік осьової частини западини, причому простягання пластів більш молодихвідкладень знаходить поступове відхилення від широтного напряму допівнічно-західного. Нахил мезозойських відкладень не перевищує в межахмоноклиналі 15-18 м на 1 км. Загальний вид моноклинального заляганнямезозойських порід порушується окремими антиклінальними підняттями (Голубівське,Новоселівське, Іллічівське, Миронівське і ін.).
1.2Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів
При обгрунтуванні системи розробки(обєктів експлуатації та кількості експлуатаційних свердловин) враховано такожпрактику сусідніх родовищ.
Діаметрексплуатаційної колони: 140/168 мм.(глибина стиковки3600 м)
Діаметрнасосно-компресорних труб: 89/73 мм.(глибина стиковки1500м)
Таблиця 1.1 — Характеристика виділених об’єктів експлуатації
№
п/п Експлуатаційний об’єкт К-сть. експлуатац. св-н (№ свердл. ) Глибина проектних свердловин, м Продуктивні горизонти
Запаси газу. млрд. м3 1 I 1 (№6) 4900 (пр-кт) 5400) В-16 0,430 2 II 2 (№5, №9) 5150 В-17 0,878 3 III 3 (№2, 3, 10) 5200 В-18 0,970 4 IV 11 (проект) 5200 В-19 0,270
Глибинаспуску насосно-компресорних труб в свердловинах № 2, 3, 10, що експлуатуютьВ-12: 4900 – 5140 м (10-20 м над верхніми отворами перфорації).
Дебітгазу замірявся за допомогою 2’’ діафрагмового вимірювача критичної течії.
Результативипробувань приведемо в таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 — Результати випробування на продуктивністьсвердловини №3, інтервал 5148-5168м, горизонт В-12Діам. діафр., мм
Час стаб.,
Год. Тиск, МПа
Туст,
К
Q,
тис. м3/ добу
Qк,
м3/ добу Коеф.фільтр.
Ртр
Рзтр
Рвиб А В 6,0 30 22,02 21,06 32,58 289 54,2 6,0 1,2 0,11 7,2 30 20,68 21,20 31,01 289 64,6 6,5 8,0 30 19,01 19,94 29,19 289 67,8 6,8 8,6 31 18,44 19,46 28,17 289 89,3 8,1 10,0 36 14,98 15,14 24,38 289 101,4 8,9 12,0 30 12,34 14,02 23,28 289 109,2 9,1
Задослідженням горизонт В-12 по продуктивності відноситься до групинизькодебітних. Максимальний дебіт газу, отриманий при роботі свердловини надіафрагмі 12,0 мм, склав 109 тис м3/добу при депресії на пласт 14,6 МПа,робочому тиску 12,34 МПа.
Коефіцієнтифільтраційних опорів склали:
А=1,2(МПа2·добу)/тис.м3, В= 0,11 ((МПа·добу)/тис.м3)2
Проникністьпласта, розрахована за даними дослідження свердловини №3 на продуктивність,дорівнює Кпр = 10,2 10-15 м2.
Пластовийтиск, розрахований згідно статичного (Рст =31,6 МПа) на середину інтервалуперфорації (5158 м) дорівнює Рпл=37,9МПа.
Післядослідження на продуктивність свердловину було закрито та виконано запис КВТ.Визначені коефіцієнти a=1056,25 МПа2, b= 46,1 МПа2/с.
Зарезультатами обробки КВТ та кривої відновлення тиску визначаємо параметрпровідності пласта kh/m=21,03 (Д·м)/сП, тапроникність Кпр=12·10-15 м2.
ГоризонтВ-12 визначається продуктивним, за даними ГДС, в свердловинах №2, 3, 5, 9, 10,його продуктивність доведена випробуванням у свердловинах №2, 3.