Введение 5
1. Геология месторождения 7
1.1 Геологическое строение 7
1.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов 9
1.3 Свойства и состав пластовых флюидов 15
2. Создание гидродинамической модели 19
2.1 Создание упрощенной геологической модели месторождения 19
2.2 Создание структуры скважин и полной гидродинамической модели 23
3. Расчет эффективности применения технологии бескомпрессорного
газлифта на месторождении 31
3.1 Потери давления и ожидаемый дебит 31
3.2 Экономический эффект внедрения технологии 37
3.3 Варианты оптимизации бескомпрессорного газлифта 41
4. Безопасность и технологичность проекта 44
4.1 Недостатки базовой конструкции по обеспечению безопасности труда 44
4.2 Проектные решения по обеспечению безопасности труда 45
4.3 Санитарные требования к помещению и размещению используемого
оборудования 46
4.4 Обеспечение безопасности технологического процесса 48
4.5 Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности 50
4.6 Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных ситуациях ... 52
4.7 Экологичность проекта 53
Заключение 56
Перечень сокращений 57
Список использованных источников 58
Технология бескомпрессорного газлифта находит все более широкую заинтересованность со стороны нефтегазовых компаний в Краснодарском крае, на Украине, в Киргизии, Узбекистане, Туркмении, Казахстане, Тюменской области (Главтюменнефтегаз), Азербайджане, Дагестане и на Сахалине. [1]. Помимо этого, как показали зарубежные исследования, подобный газлифт оказался экономически выгодным даже в том случае, если газ высокого давления подается за несколько десятков километров на пункт очистки и осушки, а затем вновь возвращается на нефтяное месторождение с целью использования его для подъема жидкости из скважин [2]. Таким образом, актуальность данного проекта является высокой, в силу изложенных причин.
Целью работы является расчет эффективности и возможности использования новой и не применяемой ранее технологии добычи, базирующейся на совместном использовании попутного газа или газа газовой шапки как источника бескомпрессорного газлифта, а также режима расширения газовой шапки в условиях Тагульского нефтегазоконденсатного месторождения.
Задачами, необходимыми для достижения заданной цели, являются:
- Описание геологофизической ситуации на месторождении
- Создание гидродинамической модели на основе параметров месторождения
- Расчет экономического эффекта внедрения технологии бескомпрессорного газлифта
- Подсчет необходимого значения параметров для получения еще больше прибыли
Для выполнения поставленных задач был использован программный комплекс Schlumberger PipeSim, поскольку он позволяет рассчитать статическую модель многофазного течения флюида от пласта до конечной точки сбора/переработки продукции. Помимо этого, научными методами работы являются информационный поиск, обработка и систематизация информации, полученной из множества специализирующихся на данной тематике научно-исследовательских и учебных книжных источников.
Таким образом, в бакалаврской работе была рассчитана возможность применения технологии бескомпрессорного газлифта с использованием газа газовой шапки для последующей закачки в нефтедобывающие скважины применительно к Тагульскому нефтегазоконденсатному месторождению.
Была создана как схематическая модель метода, так и гидродинамическая, с использование программного обеспечения Schlumberger PipeSim, исходя из реальных параметров месторождения.
Главным образом, в результате технико-экономических расчетов были рассчитаны потери при движении газа из газодобывающей скважины. Установлено, что при применении данного метода дебит нефтедобывающей скважины составит 716,5 стандартных баррелей в сутки, что станет эквивалентно всем затратам спустя 21 день.
Дополнительно в работе было рассмотрено влияние параметров на результат применения технологии, таких как глубина бурения газовой скважины и ее продуктивность.
Главным выводом работы можно считать положительный эффект внедрения бескомпрессорного газлифта в целом, что доказывает эффективность данной технологии.
