курсовая. 1 Геолого промысловая характеристика гкм медвежье 7 1 Общие сведения о местоположении месторождения 7

• Название: 1 Геолого промысловая характеристика гкм медвежье 7 1 Общие сведения о местоположении месторождения 7
• Анкор: курсовая
• Дата: 04.04.2023
• Размер: 6.26 Mb.
• Имя файла: kursach(158).docx
• Тип: Реферат; #1036382
• страница: 8 из 8

(Pпл² – Pз₆²)/Q₆ = 0,612243/114,42 = 0,00535 МПа²/(тыс. м³/сут).

Седьмой режим:

Pз₇ = 10,83 Ата = 10,83 × 101325 = 1097349 Па = 1,097349 МПа;

Q₇ = 131,5 тыс. м³/сут;

Pпл² – Pз₇² = aQ₇ + bQ₇²;

Pпл² – Pз₇² = 1,361808² – 1,097349² = 0,650344 МПа²;

aQ₇ + bQ₇² = 0,008972 × 131,5 + (–0,000034) × 131,5² = 0,650344 МПа²;

0,650344 МПа² = 0,650344 МПа²;

(Pпл² – Pз₇²)/Q₇ = 0,650344/131,5 = 0,004945 МПа²/(тыс. м³/сут).

Восьмой режим:

Pз₈ = 11,16 Ата = 11,16 × 101325 = 1130787 Па = 1,130787 МПа;

Q₈ = 111,26 тыс. м³/сут;

Pпл² – Pз₈² = aQ₈ + bQ₈²;

Pпл² – Pз₈² = 1,361808² – 1,130787² = 0,575841 МПа²;

aQ₈ + bQ₈² = 0,008972 × 111,26 + (–0,000034) × 111,26² = 0,575841 МПа²;

0,575841 МПа² = 0,575841 МПа²;

(Pпл² – Pз₈²)/Q₈ = 0,575841/111,26 = 0,005175 МПа²/(тыс. м³/сут).



Рисунок 3.9 – Зависимость потерь пластовой энергии (Pпл² – Pз²) от дебита газа Q, построенная по результатам исследований, проведенных двадцать шестого апреля 2012 года на скважине №504



Рисунок 3.10 – Зависимость потерь пластовой энергии, приходящихся на единицу дебита газа (Pпл² – Pз²)/Q от дебита газа Q, построенная по результатам исследований, проведенных двадцать шестого апреля 2012 года на скважине №504

3.6 РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ЧИСЛЕННЫМ МЕТОДОМ НА СКВАЖИНАХ №514, №436, №513, №465, №504

Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления численным методом ведется по следующим формулам:

a = (Ʃ((Pпл²–Pз²)/Q)×ƩQ²–ƩQ×Ʃ(Pпл²–Pз²))/(N×ƩQ²–(ƩQ)²), (3.2)

b = (N×Ʃ(Pпл²–Pз²)–ƩQ×Ʃ((Pпл²–Pз²)/Q))/(N×ƩQ²–(ƩQ)²). (3.3)

Скважина №514:

Ʃ((Pпл²–Pз²)/Q)=0,009932+0,009627+0,009845+0,009109+0,009359+

+0,009301+0,009716=0,066892 МПа²/(тыс. м³/сут);

ƩQ²=60,77²+75,14²+89,67²+105,96²+122,23²+112,15²+89,48²=

=64131,7088 (тыс. м³/сут)²;

ƩQ=60,77+75,14+89,67+105,96+122,23+112,15+89,48=655,4 тыс. м³/сут;

Ʃ(Pпл²–Pз²)=0,603608+0,723396+0,882863+0,965263+1,144069+

+1,043127+0,869388=6,231718 МПа²;

(ƩQ)²=655,4²=429549,16 (тыс. м³/сут)²;

a=(0,066892×64131,7088–655,4×6,231718)/(7×64131,7088–429549,16)=

=0,010616 МПа²/(тыс. м³/сут);

b=(7×6,231718–655,4×0,066892)/(7×64131,7088–429549,16)=

= – 0,000011 (МПа/(тыс. м³/сут))².

Скважина №436:

Ʃ((Pпл²–Pз²)/Q)=0,001696+0,002067+0,002073+0,001971+0,002099=

=0,009908 МПа²/(тыс. м³/сут);

ƩQ²=191,04²+141,94²+117,38²+154,69²+132,45²=111893,3082 (тыс. м³/сут)²;

ƩQ=191,04+141,94+117,38+154,69+132,45=737,5 тыс. м³/сут;

Ʃ(Pпл²–Pз²)=0,324069+0,293449+0,243412+0,304947+0,27809=

=1,443968 МПа²;

(ƩQ)²=737,5²=543906,25 (тыс. м³/сут)²;

a=(0,009908×111893,3082–737,5×1,443968)/(5×111893,3082–543906,25)=

=0,002812 МПа²/(тыс. м³/сут);

b=(5×1,443968–737,5×0,009908)/(5×111893,3082–543906,25)=

= – 0,000005 (МПа/(тыс. м³/сут))².

Скважина №513:

Ʃ((Pпл²–Pз²)/Q)=0,016533+0,01837+0,01474+0,015559+0,015752+

+0,01608+0,01651+0,018077=0,131624 МПа²/(тыс. м³/сут);

ƩQ²=16,25²+27²+38,51²+49,22²+59,22²+49,67²+39,37²+26,29²=

=13113,9693 (тыс. м³/сут)²;

ƩQ=16,25²+27²+38,51²+49,22²+59,22²+49,67²+39,37²+26,29²=

=305,53 тыс. м³/сут;

Ʃ(Pпл²–Pз²)=0,268676+0,496008+0,567645+0,765817+0,932875+0,798704+

+0,650008+0,475245=4,954982 МПа²;

(ƩQ)²=305,53²=93348,5809 (тыс. м³/сут)²;

a=(0,131624×13113,9693–305,53×4,954982)/(8×13113,9693–93348,5809)=

=0,018353 МПа²/(тыс. м³/сут);

b=(8×4,954982–305,53×0,131624)/(8×13113,9693–93348,5809)=

= – 0,000049 (МПа/(тыс. м³/сут))².

Скважина №465:

Ʃ((Pпл²–Pз²)/Q)=0,029192+0,02921+0,029017+0,028457=

=0,115876 МПа²/(тыс. м³/сут);

ƩQ²=102,02²+101,32²+99,61²+97,39²=40080,787 (тыс. м³/сут)²;

ƩQ=102,02+101,32+99,61+97,39=400,34 тыс. м³/сут;

Ʃ(Pпл²–Pз²)=2,978202+2,959574+2,890395+2,771454=11,599625 МПа²;

(ƩQ)²=400,34²=160272,1156 (тыс. м³/сут)²;

a=(0,115876×40080,787–400,34×11,599625)/(4×40080,787–160272,1156)=

=0,012603 МПа²/(тыс. м³/сут);

b=(4×11,599625–400,34×0,115876)/(4×40080,787–160272,1156)=

=0,000163 (МПа/(тыс. м³/сут))².

Скважина №504:

Ʃ((Pпл²–Pз²)/Q)=0,00502+0,008389+0,007587+0,006944+0,00593+

+0,00535+0,004945+0,005175=0,049344 МПа²/(тыс. м³/сут);

ƩQ²=107,34²+38,61²+55,69²+74,58²+95,55²+114,42²+131,5²+111,26²=

=73568,9367 (тыс. м³/сут)²;

ƩQ=107,34+38,61+55,69+74,58+95,55+114,42+131,5+111,26=

=728,95 тыс. м³/сут;

Ʃ(Pпл²–Pз²)=0,538914+0,323911+0,422554+0,517911+0,566659+0,612243+

+0,650344+0,575841=4,20838 МПа²;

(ƩQ)²=728,95²=531368,1025 (тыс. м³/сут)²;

a=(0,049344×73568,9367–728,95×4,20838)/(8×73568,9367–531368,1025)=

=0,009837 МПа²/(тыс. м³/сут);

b=(8×4,20838–728,95×0,049344)/(8×73568,9367–531368,1025)=

= – 0,00004 (МПа/(тыс. м³/сут))².

В расчете N – общее число режимов.

Результаты расчетов приведены в сводных таблицах 3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6, 3.7 и 3.8.

4 ОХРАНА ТРУДА

К выполнению работ по эксплуатации и техническому обслуживанию скважин допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование в установленном порядке и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ, обученные безопасным методам и приемам работы, применению средств индивидуальной защиты, правилам и приемам оказания первой медицинской помощи пострадавшим, допущенные к производству работ по отбору проб воздушной среды и прошедшие проверку знаний в установленном порядке.

Все работники Медвежинского ГПУ осуществляющие эксплуатацию скважин обязаны быть аттестованы на право выполнения работ по видам допуска п. 14.1.2 СТО Газпром 2-3.2-193-2008. Персонал служб эксплуатации объектов добычи, сбора и подготовки газа – допуск «И», предоставляющий право на оперативное участие и проведение плановых газоопасных работ (допуск исполнителя работ). Специалисты и руководители служб эксплуатации объектов добычи, сбора и подготовки газа – допуск «Р», предоставляющий право руководства и организации оперативных плановых газоопасных работ (допуск руководителя работ).

При проведении работ по пуску и остановке скважин и их эксплуатации необходимо руководствоваться:

-инструкцией по безопасному проведению газоопасных работ;

-инструкцией по монтажу, эксплуатации и техническому обслуживанию фонтанных арматур, установленных на скважинах месторождения Медвежье;

-инструкцией по эксплуатации и техническому обслуживанию блоков ввода метанола;

-перечнем газоопасных работ проводимых без наряда-допуска, с обязательной регистрацией в журнале, разработанных в каждом цехе.

Общий порядок организации работы на фонде скважин:

до начала работ, ответственный ИТР цеха (ГП) (мастер по добыче нефти, газа и конденсата) на основании утвержденных графиков работы на фонде скважин (график объезда фонда скважин, график проведения ревизии) и решения задач определяет объем и порядок проведения работ на день (рабочую смену). Перечень работ и их объем мастер по ДНГК фиксирует в «Журнале выдачи заданий службы добычи газа» и доводит их до исполнителей под роспись в этом журнале. Мастер по добыче нефти и газа объем планируемой работы при направлении операторов в объезд по фонду скважин должен определять исходя из всех возможных работ, которые могут возникнуть при следовании по маршруту объезда: продувка ствола скважин, запуск в работу скважин.

После ознакомления операторов по добыче нефти и газа с работами на рабочую смену мастер по ДНГК обязан провести им инструктаж о правилах безопасного ведения работ на скважине и порядке эвакуации пострадавшего из опасной зоны, проверить устным опросом доведенную информацию.

При подготовке к проведению газоопасных работ исполнитель обязан проверить:

-наличие и исправность переносного газоанализатора (СГГ-20) и срок очередной проверки;

-внешний вид и срок эксплуатации ПДУ-3;

-наличие и исправность переносной радиостанции;

-наличие комплектов знаков для выполнения газоопасных работ, «Газоопасные работы» - не менее трех штук.

При проведении газоопасных работ исполнитель обязан:

-до начала работ и во время проведения газоопасных работ вести контроль состояния воздушной среды в месте производства работ;

-проверить наличие грифонов, а так же состояние запорной арматуры и убедиться в отсутствии пропусков газа в обвязке устья скважины (шлейфа) и на самой ФА;

-проверить надежность крепления факельной, задавочной и линии подключения скважины в газопровод – шлейф;

-определить и в дальнейшем следить за направлением ветра;

-автотранспорт и специальную технику расположить не ближе 25 м от скважины с наветренной стороны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Газогидродинамические исследования скважин являются важным мероприятием, потому что с их помощью устанавливается оптимальный технологический режим и определяются параметры призабойной зоны пласта и скважины, без которых невозможно осуществить правильную разработку и функционирование месторождения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Клещенко И.И., Кустышев А.В., Телков А.П. Геология нефтяных и газовых месторождений Сибири. – М.: Недра, 2003. – 479 с.

2 Кащенко В.В., Резник О.В., Титов В.А. Газогидродинамические исследования газовых скважин. – М.: Недра, 2004. – 324 с.

3 Бабич Д.Г., Коломиец В.С., Патлосов А.А. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 2006. – 563 с.