Проведение анализа гидродинамических исследований скважины № 202 Дулисьминского НГКМ.
Добрый день! Уважаемые студенты, Вашему вниманию представляется курсовая работа на тему: «Проведение анализа гидродинамических исследований скважины № 202 Дулисьминского НГКМ.»
Оригинальность работы 90%
ВВЕДЕНИЕ
Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Киренском и Катангском районах Иркутской области.
Месторождение открыто в 1983 году разведочной скважиной №2, из которой был получен промышленный приток нефти дебитом 49,2м3/сут и газа дебитом 100 тыс.м3/сут.
В 2004 г. запасы нефти, газа и конденсата были утверждены ГКЗ (протокол ГКЗ МПР РФ № 965 – ДСП от 19 ноября 2004 г.). Согласно этому протоколу начальные геологические запасы нефти по месторождению составили 71 595 тыс.т, растворенного газа – 10 775 млн.м3, газа газовой шапки – 80 095 млн.м3, конденсата – 16 019 тыс.т. Коэффициент извлечения нефти составил 0,21 (НИЗ нефти – 15 035 тыс.т), растворенного газа – 2 263 млн.м3, конденсата – 8 489 тыс.т (КИК – 0,53).
На 01.07.2011 г. накопленная добыча нефти по месторождению составила 380,5 тыс.т., конденсата 58,8 тыс.т., растворенного нефтяного газа 57,3 млн. м3 , добыча природного газа из газовой шапки через нефтяные добывающие скважины составило почти 294 млн.м3. Накопленная добыча нефти вместе с конденсатом составила 439,3 тыс.т., природного газа, всего-351,2 млн. м3 .
Гидродинамическое исследование включает в себя замеры забойного давления и дебита с целью оценки величины коэффициента продуктивности при различных режимах работы скважины, изучения динамики энергетического состояния нефтегазовой залежи месторождения, замеров дебитов жидких углеводородов и газа с целью контроля динамики газового фактора и оценки объёмов добычи нефти (текущих и накопленных).
Целью данной работы является проведение анализа гидродинамических исследований скважины № 202 Дулисьминского НГКМ.
Для достижения поставленной цели считаю важным выполнение следующих задач:
- выявить зависимость дебита нефти от депрессии на пласт и давления на устье;
- изменение забойного давления от дебита скважины;
- определение коэффициентов фильтрационного сопротивления;
- построение модели воронки депрессии.
- определение фильтрационно-емкостных свойств пласта – гидропроводности, распределение проницаемости, скин-фактора по зоне дренажа скважины;
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1
1
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3
1.1
Геолого-физическая характеристика месторождения
3
1.2
Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
4
1.3
Физико-химические свойства нефти, газа, воды
9
1.4
Запасы нефти, газа и газоконденсата
14
1.5
Осложняющие факторы горно-геологических условий данного месторождения на существующей стадии разработки
15
2
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
18
2.1
Методика расчета гидродинамических параметров пластов по результатам исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах
18
2.2
Моделирование процессов фильтрации в зоне дренажа скважины
23
2.3
Расчёт средних гидродинамических параметров зоны дренажа скважин, на стационарных режимах фильтрации
26
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
35
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
36
