Содержание

ВВЕДЕНИЕ 2

1. Геологическая характеристика месторождения 3

2. Вскрытие пласта и освоение скважин 6

3. Фонтанная и газлифтная эксплуатация скважин 18

4. Эксплуатация скважин 22

5. ГДИ скважин и пластов 25

6. Способы воздействия на призабойную зону скважин для увеличения их продуктивности 41

7. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин 44

Введение

Первая проиводственная практика проходила в ООО «Газпром добыча Надым». Основные направления деятельности — добыча и подготовка газа, газового конденсата, нефти. Базовый город — Надым, Ямало-Ненецкий автономный округ. Основано 1 декабря 1971 года. Первое газодобывающее предприятие на севере Западной Сибири. Создано для разработки и эксплуатации одного из крупнейших в мире газовых месторождений — Медвежьего. Сегодня также разрабатывает Юбилейное и Ямсовейское месторождения. Добывает около 60 млрд куб.м. газа в год. За всю историю добыто более 2 трлн куб.м. газа. На предприятии работает около 9000 человек.

Практика проходила на Ямсовейском газоконденсатном месторождении. Расположение указано на карте ниже.

1. Геологическая характеристика месторождения

Краткие сведения о сеноманской залежи приведены в таблице

Таблица 1 - Краткие сведения о сеноманской залежи

Пласт	ПК1
Залежь	газовая
Тип залежи	массивная, водоплавающая
Глубина залегания пласта в своде, м абс. отм, м	765,87 654,0
Газоводяной контакт, абс.отм., м	995,0
Размеры залежи, м: длина ширина высота	30100 15120 229,0
Пределы изменения эффективных толщин, м: общих газонасыщенных	12-229,0 9-161,9

Общая газонасыщенная толщина залежи по скважинам изменяется от 12 до 229,0 м, эффективная – от 9 до 161,9 м.

Продуктивная толща представлена песчано-алевритовыми и глинистыми породами, характеризуется резкой фациальной изменчивостью. Толщина пластов-коллекторов составляет 0,4-10 м и более. В газоносной части разреза преобладают песчано-алевритовые прослои (71,5%). Четких литологических реперов сеноманская толща не содержит. В кровле толщи содержится пласт, толщиной 5-6 м, представленный по керну алевролитами, песчаниками глинистыми. Ниже по разрезу залегают проницаемые породы, состоящие, в основном, из песчаников и алевролитов на 90-95%.

Далее залегает пачка частого чередования песчано-алевритовых и глинистых пород. В сводовой и присводовых частях преобладают песчано-алевритовые породы.

Коллекторами газа являются песчаники мелкозернистые и алевролиты средне- и крупнозернистые. Песчаники аркозовые слюдистые, в различной степени глинистые, сильнокаолинизированные, иногда с известковистым цементом. Плотными прослоями, исключенными из эффективной толщины, являются глины, иногда алевритистые, а также песчаники и алевролиты с базальным карбонатным цементом.

Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от 12,7-18% в плотных алевролитах и слабоизвестковистых песчаниках, до 32-35% в слабосцементированных разностях песчаников и алевролитов. Характеристика ФЕС сеномана, определенных методами ГИС.

Физико-химические свойства пластового газа

По данным химического анализа состав газа сеноманской залежи по всей месторождения остается практически неизменным. Газ метанового состава с содержанием: метана от 96,02 до 97,1%, этана - от 0,04 до 0,15%. Более тяжелые углеводороды в составе газа не обнаружены.

Содержание азота колеблется от 0,68 до 2,1%. Из других негорючих компонентов присутствует углекислый газ от 0,11 до 0,56%.

Инертные газы отмечены в непромышленных концентрациях (Не - от 0,002 до 0,017%, Аr - до 0,02%). В пяти пробах в очень незначительных количествах (от 0,001 до 0,050%) присутствует водород.

Относительный удельный вес газа по воздуху 0,56, низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7788-7932 ккал. Среднекритические параметры газа, рассчитанные для среднего состава газа, составляют: Р_с = 4,5 МПа, Т_с = 190,8⁰К. Конденсат присутствует в очень незначительном количестве (около 0.1 – 0.3 г/м³).

Температурные условия

Температура на глубине газоводяного контакта (сеноман) составляет 28,5⁰С

Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин

Анализ добывных возможностей эксплуатационных скважин подтверждает их высокую продуктивность. Средний дебит скважин на 01.01.1999 г. составил 469 тыс.м³/сут, колеблется от 426 до 512 тыс.м³/сут

Производительность скважин, обеспечивается средней депрессией на пласт - 0,14 МПа и по кустам изменяется от 0,06 МПа до 0,32 МПа.

Причинами пониженной продуктивности скважин являются ухудшенные коллекторские свойства перфорированных интервалов и использование лифтовых труб диаметром 114 мм, а также влияние этих особенностей вместе.