Проектирование технологии капитального ремонта скважины с помощью соляно-кислотной обработки СКО на Голицынском месторождении в Черном море-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин-Дипломная работа

Проектирование технологии капитального ремонта скважины с помощью соляно-кислотной обработки СКО на Голицынском месторождении в Черном море-(Формат Компас-CDW, Autocad-DWG, Adobe-PDF, Picture-Jpeg)-Чертеж-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин-Дипломная работа
Темой дипломного проекту является проектирование технолог ии капитального ремонта скважин с помощью соляно-кислотной обработки на Галиценському газоконденсатном месторождении в Черном море.
В проекте приведены расчеты опорного блока морской стационарной платформы фермового типа при воздействии нагрузок от ветра, волны и льда. Оценено общее состояние эксплуатации добывающих скважин и системы сбора, пи дготовкы и транспортировки газа. Рассмотрены вопросы капитального ремонта скважин шляхом проведения солянокислотного обработки пласта, описаны меры по охране труда и окружающей среды и рассчитан экономический эффект в течение ста дней (именно столько времени длится действие кислоты на пласт) от внедрения этих работ.
В дипломном проекте рассмотрены вопросы проектирования технологии капитального ремонта скважин с помощью соляно-кислотной обработки призабойной зоны пласта на Галицинському месторождении.
С каждым годом идет постепенное уменьшение темпов отбора газа и конденсата. Это связано с ухудшенным состоянием призабойных зон скважин, загрязненных как породой и конденсатом, так и фильтратом жидкостей, применяемых при проведении подземных ремонтов;на ухабах скважин наблюдаются скопления пластовой воды и конденсата. Бывают прихоплення колонны лифтовых труб песчаными пробками, то есть режим эксплуатации скважин выбран не всегда верно, значение депрессии на пласт превышает предел разрушения пород, а недостаточно высокая скорость подъема флюида на поверхность способствует оседанию песка на забое.
Скважины требуют проведения процессов интенсификации притока (СКО, ГПП, ГРП, гидроизоляционные работы, работы по извлечению жидких пробок) для увеличения коэффициента конечного газовилучення.
Для условий Галицинського месторождения более эффективным будет проведение солянокислотного обработки пласта, после которой дебит увеличится в 1.37 раза, так как СКО обеспечит надежный гидродинамическая связь скважины с пластом.
При расчете экономического эффекта просчитаны стоимость процесса солянокислотного обработки и прибыль от реализации дополнительно добытых объемов газа. Расходы на проведение обработки призабойной зоны составляют 28095,68 руб., Что намного превышает стоимость проведения этих работ на суше, так как расположение месторождения на море накладывает много дополнительных расходов: расходы на вертолет, расходы на флот для перевозки реагентов и другие расходы. Как видно из расчетов дополнительного дебита, экономическая эффективность составляет 729004,32 руб. Полученное значение экономического эффекта говорит о целесообразности проведения СКО.

Позвольте представить вашему вниманию дипломный проект на тему: «Проектирование технологии капитального ремонта скважины с помощью соляно-кислотной обработки на Голицынский м месторождений и в Черном море». Голицынское ГКМ функционально находится в системе ГАО «Черноморнефтегаз». расположен ого на территории Черноморского района Дипломный проект содержит 8 разделов:
В первом разделе описано: Природно-климатические условия района добычи газа на Голицынском газоконденсатном месторождение.
На пл.№1 изображено обзорная карта месторождений и перспективных площадей Черного и Азовского морей.
Галицинське месторождение расположено в северо-западной части шельфа Черного моря. Крымский берег расположен в 60 км. Одесса на расстоянии 125 км от района района расположения газовых скважин. Месторождение находится в умеренно-континентальной зоне. Глубина акватории 30-34 м.
Во втором разделе рассмотрены: Геолого-промышленная характеристика Галицинського месторождения и залежи.
Голицынское газоконденсатное месторождение введено в эксплуатацию в 19 8 Марта г..
На пл .. №2 изображен геологический разрез месторождения. Проектной скважину принимаю, скважину №12.
На пл. №3 изображена структурная карта.
Продуктивный горизонт - нижний палеоцен. Он представлен известняком. Начальные запасы газа утверждены в объеме 21200000000. М 3, конденсат в - 1,440 млн. Т. Толщина продуктивного горизонта 24 - 39 м. при глубине залегания у 2200 м. Начальное давление пласта 25, 6 МПа. На сегодня полости овый давление 19 8 МПа.
В третьем разделе описано: Проектирование морской нефтегазовой сооружения .
Проведенные расчеты на:
- нагрузки от ветра F в т = 572,166 кН;
- нагрузки от волны F мин = 0,0762 mH;
- нагрузки в ид льда F л = 0,053 mH;
- глубина забивки свай L = 66,6 м.
На пл. №4 изображена свайных МСП фермового типа на Голицынском месторождении в Черном море.
В четвертом разделе был проведен анализ эксплуатации скважины.
Который показал, что эксплуатация скважин пачки палеоцен-датского яруса Голицынского газоконденсатного месторождения переходит на заключительную стадию разработки, которая характеризуется обводнением скважин, большими потерями пластовой энергии и выпадением на забое скважины газового конденсата.
В пятом разделе рассмотрен вопрос анализа систем сбора и подготовки скважинной продукции.
Транспорт газа и конденсата осуществляется по трубопроводу длиной 108 км, в том числе морской участок 65 км и сухопутный 43 км.
В шестом разделе приведена главная цель моего дипломного проекта - Капитальный ремонт скважины за счет проведения СКО. По проектную скважину примем скважину №12.
Проведенный анализ геолого-технической ситуации и данных разработки Голицынского ГКМ ГАО «Черноморнефтегаз» показал, что с каждым годом повышаются и затраты на добычу углеводородов.
Причинами этого являются:
- Переход месторождения на завершающую стадию разработки, которая требует значительных материальных затрат для извлечения углеводородов;
- Снижение потенциальной энергии большинства продуктивных пластов через формирование у их присвердловиннои пространстве зон с пониженными фильтрационными свойствами за счет кольматации;
- Накопление пластовых вод на забое скважины из-за недостаточного й энергии й пластового флюида;
В данный момент отмечено снижение производительности скважины по газу и конденсата меньше потенциально возможной и запроектова ной в проекте разработки месторождения.
Проведение технологического поцесив СКО:
1. После выполнения подготовительных работ и обвязки технологического оборудования согласно стандартной схемы необходимо испытать нагнетательные линии на герметичность давлением, равным полуторакратном ожидаемому рабочему давлению.
2. При открытой задвижке на затрубном после установления круговорота воды в лифт с по мощью насосных агрегатов, последовательно нагнетают активные технологические растворы. При нагнетании растворов в объеме лифта задвижку на затрубном закрывают. При давлении не более давления опресуння эксплуатационной колонны нагнетают остальных технологических растворов.
3. Режим работы насосных агрегатов при нагнетании кислотных растворов и активных технологических растворов выбирает мо из условия оптимального времени нагнетания.
4. Последнюю порцию кислотного или активного технологического раствора продавливают в пласт продавочною жидкостью.
5. После завершения процесса нагнетания скважину закрывают для реагирования.
6. В процессе осуществления технологического процесса необходимо следить за расходами и давлением нагнетания и продавливанию технологических растворов в пласт.
Необходимо отметить, что весь комплекс методов (технологий) технически и научно отработанной первый в промышленных условиях.
В результате проектирования СКО рассчитан:
- Необходимое количество техники;
- объем химических реагентов для приготовления кислотного раствора;
- закачку кислотного раствора в пласт;
- проектную отметку проведения СКО.
Дебит скважины до обработки составлял - 130 тыс.м3 / сут. Ч ас действия СКО - 100 суток. После проведения интенсификации дебит скважины составил 185 тыс. М 3 / сутки, радиус проникновения солянокислотного раствора 1,4 64 м;
Прирост добычи в результате проведения СКО составил 4, 9 88 тыс.м3 / сутки газа.
Проведенные мной расчеты СКО доказали целесообразность ее применения, что подтверждено увеличением дебита скважины.
Учитывая технико - технологические операции по осуществлению СКО, в седьмом пункте предложен ряд мероприятии в по охране труда окружающей среды.
В восьмом пункте было посчитано:
Прибыль от дополнительно полученного продукта с учетом проведении в работки скважины составляет 729 тыс.руб, Что указывает на целесообразность проведения СКО.