1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
Комсомольское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 45 км южнее районного центра посёлка Тарко-Сале н 40 км восточнее посёлка Пурпе.
Ближайшие месторождения с утверждёнными в ГКЗ СССР запасами нефти Усть-Харампурское (10 - 15 км к востоку). Ново-Пурпейское (100 км к западу).
Месторождение открыто в 1967 году первоначально как газовое (Сеноманская затежь). Как нефтяное открыто в 1975 году. В 1980 году была составлена технологическая схема разработки, реализация которой началась в 1986 году.
Действующий газопровод Уренгой - Новополоцк находится в 30 км к западу от месторождения. В 35 - 40 км к западу проходит трасса железной дороги Сургут - Уренгой.
Территория представляет собой слегка всхолмленную (абсолютные отметки плюс 33, плюс 80 м), заболоченную, с многочисленными озерами равнину. Гидрографическая сеть представлена реками Пякупур и Айваседапур (притоки реки Пур). Реки судоходны лишь во время весеннего паводка (июнь), который длится один месяц.
Комсомольское месторождение расположено в пределах структуры П порядка - Пякупуровского куполовидного поднятия, входящего в состав Северного мегавала.
Пякупуровское куполовидное поднятие представляет приподнятую зону неправильной формы, ориентированную в юго-западно-северо-восточном направлениях, осложнённую несколькими локальными поднятиями III порядка.
Анализ физико-химических свойств нефти, газа и воды позволяет подобрать наиболее оптимальное скважинное оборудование, режим работы, технологию хранения и транспортировки, тип операции по обработке призабойной зоны пласта, объем закачиваемой жидкости и многое другое.
Физико-химические свойства нефти и растворенного газа Комсомольского месторождения изучались по данным исследований поверхностных и глубинных проб.
Часть параметров определялась непосредственно на скважинах (замеры давлений, температур, и др.) Анализ проб проводился в лабораторных условиях в ТЦЛ. ООО "Геохим”, ООО "Реагент" г. Тюмени.
Поверхностные пробы отбирались из выкидной линии при работе скважин на определённом режиме. Все исследования поверхностных проб нефти и газа проводились по методикам, предусмотренным Государственными стандартами.
В процессе исследований был изучен компонентный состав нефтяного газа, результаты приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Компонентный состав нефтяного газа.
К подсчету запасов рекомендуются параметры, определенные при стандартных условиях и способе, приближенном к условиям разгазирования нефти на промысле, то есть при ступенчатой сепарации. В связи с этим результаты исследований проб нефтяным методом дифференциального разгазирования в расчете средних значений не использовались.
Свойства нефтей также изменяются по разрезу. Анализ результатов лабораторных исследований проб нефтей не позволяет выделить строгие закономерности, однако можно проследить основные тенденции изменения свойств нефтей. С глубиной плотность и вязкость нефти имеют тенденцию к уменьшению, такая же тенденция сохраняется н для содержания смол.
Содержание серы самое высокое в верхних пластах группы ПК. в залежах пластов группы АП содержание серы уменьшается.
Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.
Таблица 2 - Химический состав пластовых вод.
- 1. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
- 2. Конструкция скважин для месторождений, вскрывших пластовую воду
- 3. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов
- 4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии
- 5. Анализ результатов расчетов
- Список используемой литературы
- 12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.
- 7 Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- Технологический режим эксплуатации газовых скважин.
- 5. Основы теории конусообразования; предельный безводный и безгазовый дебит скважины
- 39. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
- Этапы развития теории проектирования и разработки месторождений природных газов.
- 6. Обоснование технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
- 9 Технологические режимы эксплуатации скважин при разработке месторождений газа
- 2. Факторы, ограничивающие дебиты проектных скважин и методы снятия этих ограничений. Изменение технологических режимов работ в процессе разработки.