4 Зміст курсового проекту

Курсовий проект з дисципліни „Розробка та експлуатація газових і газоконденсатних родовищ” складається з розрахунково-пояснювальної записки обсягом 40-60 сторінок та двох листів графічного матеріалу (креслення, схеми, графіки і т.п.).

Розрахунково-пояснювальна записка до курсового проекту є документом, в якому дається обґрунтування прийнятих у проекті рішень.

Вона включає наступний матеріал.

Обкладинка.

Титульна сторінка.

Бланк завдання на курсовий проект.

Вихідні дані для виконання курсового проекту згідно з індивідуальним завданням.

Анотація.

Зміст.

Перелік основних позначень, скорочень, символів та одиниць.

Вступ.

Основна частина, яка ділиться на окремі розділи і підрозділи.

Висновки.

Список використаних джерел.

Додатки.

Бібліографічна довідка.

Нижче, як приклад, наводиться зміст основної частини курсового проекту на тему „Визначення технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) покладу і проектування застосування спінювальних поверхнево-активних речовин для винесення рідини із свердловини та регенерації насичених розчинів інгібітору гідратоутворення”.

1. Визначення показників розробки газового покладу в умовах газового режиму (для вихідних даних згідно з варіантом).

Газовий поклад розробляється з постійним в часі темпом відбору газу Q(t). Свердловини експлуатуються на технологічному режимі постійної депресії тиску на пласт (Р=const).

Визначити для моменту часу t=0 – вихідні дані для проектування розробки газового покладу:

1.1. Коефіцієнт стисливості газу Z_поч при початковому пластовому тиску Р_поч і пластовій температурі Т_пл.

1.2. Динамічний коефіцієнт в’язкості газу _поч при початковому пластовому тиску Р_поч і пластовій температурі Т_пл.

1.3. Побудувати залежність коефіцієнта стисливості газу Z(Р_пл) і динамічного коефіцієнта в’язкості газу (Р_пл) від пластового тиску Р_пл(t) (в межах його зміни від початкового пластового тиску Р_поч до нуля через кожні 2 МПа) і пластової температури Т_пл.

Результати визначення Z(Р_пл) і (Р_пл) подати у вигляді таблиці і графічних залежностей Z(Р_пл)=(Р_пл) і (Р_пл)= (Р_пл).

1.4. Загальний початковий поровий об’єм _поч.

1.5. Газонасичений поровий об’єм _поч _поч.

1.6. Зведений газонасичений поровий об’єм ^*.

1.7. Радіус початкового контуру газоносності R_поч.

1.8. Початкові запаси пластового газу Q_{зап.пл.газу}.

1.9. Початкові запаси сухого газу Q_{зап.сух.газу}.

1.10. Початкові запаси газового конденсату М_{зап.конд}.

1.11. Коефіцієнт п’єзопровідності газоносного пласта _г.

1.12. Початковий вибійний тиск Р_{виб.поч} (для заданої депресії тиску на пласт).

1.13. Початковий дебіт газу q_поч.

1.14. Діаметр насосно-компресорних труб (НКТ).

Діаметр НКТ вибирається залежно від дебіту газу q_поч з таблиці 4.1.

Таблиця 4.1 - Вибір діаметру НКТ залежно від дебіту газу

Дебіт газу, тис.м3/д	100	100-250	250-300	500-1000	1000
Внутрішній діаметр НКТ, см	5,03	6,2	7,59	8,86	10,03

1.15. Початковий тиск на усті свердловини Р_у.поч для початкових значень дебіту газу q_поч і вибійного тиску Р_{виб.поч} за умови, що НКТ опущені в свердловину до середини інтервалу перфорації (товщини пласта).

1.16. Початкова швидкість руху газу на вході в НКТ W_{виб.поч}.

1.17. Початкова швидкість руху газу на усті свердловини W_у.поч.

1.18. Абсолютно-вільний дебіт газу q_а.в .

1.19. Вільний дебіт газу q_в .

1.20. Коефіцієнт проникності привибійної зони пласта К.

1.21. Коефіцієнт макрошорсткості привибійної зони пласта l.

Радіус зони дренування свердловини прийняти рівним R_к=350 м.

Радіус свердловини за долотом r₀=0,1 м. Свердловина гідродинамічно досконала.

Визначити для моменту часу t₁ технологічні показники розробки газового покладу.

1.22. Темп відбору газу Q_г(t).

1.23. Сумарний відбір газу Q_вид.(t₁) (за умови постійного в часі темпу відбору газу).

1.24. Поточний пластовий тиск (t₁).

Для технологічного режиму експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт Р=Р_поч=const.

1.25. Поточний вибійний тиск Р_виб (t₁).

1.26. Поточний дебіт газу q (t₁).

1.27. Поточна кількість видобувних свердловин n(t₁).

Для технологічного режиму експлуатації свердловин з постійним дебітом газу q=0,65q_поч=const (q_поч взяти з п. 1.13).

1.28. Поточний вибійний тиск Р _виб (t₁).

1.29. Поточна депресія тиску на пласт Р(t₁).

Для технологічного режиму експлуатації свердловин з постійним тиском на усті Р_у=const=0,6Р_у.поч (Р_у.поч взяти з п. 1.15).

1.30. Поточний дебіт газу q (t₁).

1.31. Поточний вибійний тиск Р _виб (t₁).

1.32. Поточна депресія тиску на пласт Р(t₁).

Для технологічного режиму експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на вході в насосно-компресорні труби W_виб=0,6W_{виб.поч}=const (W _{виб.поч} взяти з п. 1.16).

1.33. Поточний дебіт газу q (t₁).

1.34. Поточний вибійний тиск Р _виб (t₁).

1.35. Поточний тиск на усті свердловини Р_у(t₁).

1.36. Поточна депресія тиску на пласт Р(t₁).

1.37. Поточна кількість видобувних свердловин n(t₁).

1.38. Поточний коефіцієнт газовилучення газового покладу в умовах газового режиму _г(t).

2. Визначення показників розробки газового покладу в умовах водонапірного режиму за умови постійного дебіту води, що поступає в поклад, q_в=const.

Визначити на момент часу t₁ такі технологічні показники розробки покладу.

2.1. Сумарна кількість води, що поступила в поклад Q_в (t₁).

2.2. Поточний обводнений поровий об’єм _в (t₁).

2.3. Поточний газонасичений поровий об’єм  (t₁).

2.4. Поточний радіус газоносності R (t₁).

2.5. Поточна висота підняття фронту води над початковим положенням у (t₁).

2.6. Тиск на початковому контурі газоносності Р(R_поч., t₁), за умови постійного дебіту води q_в, що поступає в поклад, і безмежного водоносного пласта.

2.7. Поточний пластовий тиск в газонасиченій зоні покладу (t₁), використовуючи рівняння матеріального балансу для газового покладу в умовах водонапірного режиму.

У першому наближенні поточний тиск в обводненій зоні пласта (t₁) приймають рівним (t₁)=1,3 (t₁). (t₁) беруть з п. 1.24, а потім уточнюють.

2.8. Середній пластовий тиск в обводненій зоні покладу (t₁).

Повторюють розрахунки з п. 2.7 до досягнення заданої точності у визначенні (t₁).

2.9. Поточний коефіцієнт газовилучення газового покладу в умовах водонапірного режиму _г(t).

2.10. Поточний коефіцієнт газовилучення обводненої зони газового покладу в умовах водонапірного режиму _обв(t₁).

3. Визначення технологічних показників розробки газоконденсатного покладу в режимі виснаження пластової енергії на момент часу t₁.

Розрахунки виконуються для умови експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт ΔР_поч.=const.

3.1. Визначення сумарного відбору сухого газу Q_{вид.с.г.}(t₁).

Сумарний відбір сухого газу взяти з п. 1.23.

3.2. Визначення сумарного відбору пластового газу Q_{вид.пл.г.}(t₁).

3.3. Визначення маси видобутої газоконденсатної суміші М_{вид.г.к.}(t).

3.4. Визначення поточного пластового тиску (t₁).

(t₁) знаходять, використовуючи рівняння матеріального балансу для газоконденсатного покладу, що розробляється в режимі виснаження пластової енергії.

П. 3.2-3.4 розв`язуються методом пластових наближень

3.5. Визначення поточного вибійного тиску Р_виб(t₁).

3.6. Визначення поточного дебіту газу q(t₁).

3.7. Визначення кількості видобувних свердловин n(t₁).

3.8. Визначення маси видобутого вуглеводневого конденсату М_вид.к.(t₁).

Відносну густину сухого (відсепарованого) газу прийняти рівною 0,56.

3.9. Визначення поточного коефіцієнта вуглеводневилучення β_гк(t₁).

3.10. Визначення поточного коефіцієнта конденсатовилучення β_к(t₁).

3.11. Визначення поточного коефіцієнта вилучення пластового газу β_пл.г(t₁).

3.12. Визначення поточного коефіцієнта вилучення сухого газу β_с.г.(t₁).

4. Проектування застосування спінювальних поверхнево-активних речовин (ПАР) для винесення рідини із свердловин.

4.1. Причини і характер обводнення газових свердловин.

4.2. Характеристика методів інтенсифікації роботи обводнених газових свердловин.

4.3. Типи ПАР та особливості їх застосування для винесення рідини із свердловин.

4.4. Проектування винесення рідини із свердловин за допомогою спінювальних ПАР.

4.4.1. Вибір типу ПАР та їх витратної концентрації у спінювальній рідині.

4.4.2. Розрахунок кількості ПАР і робочого розчину.

4.4.3. Вибір способу уведення ПАР у свердловини.

4.5. Технологія і техніка інтенсифікації роботи обводнених газових свердловин за допомогою спінювальних ПАР.

4.6. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища під час застосування ПАР.

5. Проектування регенерації насичених розчинів інгібітору гідратоутворення.

5.1. Характеристика гідратів природних газів.

5.2. Методи боротьби з гідратоутворенням.

5.3. Характеристика інгібіторів гідратоутворення.

5.4. Способи регенерації насичених розчинів інгібітору гідратоутворення. Технологічна схема запроектованого способу регенерації насиченого розчину інгібітору гідратоутворення.

5.5. Розрахунок параметрів процесу регенерації насиченого розчину інгібітору гідратоутворення запроектованим способом, вибір обладнання.

5.6. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища під час регенерації насиченого розчину інгібітору гідратоутворення.

Графічні додатки – 2 листи формату А1 згідно із завданням по п.4 і 5 за попереднім узгодженням з керівником курсового проекту (схеми конструкції та обладнання стовбура і гирла газових свердловин, технологічні схеми підготовки газу, схеми розташування обладнання для оброблення свердловини, схеми обладнання для промислової підготовки газу та ін.).

Курсовий проект виконується студентами індивідуально згідно з варіантом. Розрахунково-пояснювальна записка оформляється на стандартних листках паперу формату А4 з обов’язковим написанням всіх формул, обов’язковим розшифруванням всіх величин, що входять у формули, та обов’язковою підстановкою у всі формули значень вихідних величин.

Приклад вихідних даних для визначення технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) покладу і проектування заходів з підвищення ефективності експлуатації свердловини, збору та промислової підготовки свердловинної продукції.

1 Глибина свердловини, м - 3100.

2 Товщина пласта , м – 16.

3 Площа газоносності, 10⁸ м² – 15,2.

4 Коефіцієнт відкритої пористості, % – 13,5.

5 Коефіцієнт початкової газонасиченості, % – 74,8.

6 Коефіцієнт залишкової газонасиченості, % – 24,6.

7 Коефіцієнт п’єзопровідності водоносного пласта, м²/с – 4,39.

8 Динамічний коефіцієнт в’язкості води, мПас – 0,48.

9 Поверх газоносності, м – 138.

10 Коефіцієнт проникності пласта, 10^-3 мкм² – 137.

11 Початковий пластовий тиск, МПа – 32,5.

12 Пластова температура, С – 68.

13 Температура газу на усті свердловини , С – 18.

14 Коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта:

А , 10^-2 – 39;

В , 10^-5 – 6,8.

15 Темп відбору газу в рік, в % від початкових запасів газу – 4,5.

16 Початкова депресія тиску на пласт, МПа – 1,39.

17 Початковий вміст стабільного конденсату в пластовому газі, г/м³ – 147.

18 Поточний вміст стабільного конденсату в пластовому газі, г/м³ – 57.

19 Коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об`єм пластового газу – 1,027.

20 Дебіт води, що поступає в поклад, м³/с – 0,096.

21 Густина пластового газу початкового складу, кг/м³ – 1,18.

22 Густина пластового газу поточного складу, кг/м³ – 0,9.

23 Насиченість пор пласта сконденсованими вуглеводнями, % – 9,75.

24 Густина сконденсованих вуглеводнів у пластових умовах, кг/м³ – 642.

25 Рік розробки покладу, роки – 11.

26 Поточний тиск на усті свердловин, МПа – 5,8.

27 Поточна швидкість руху газу на вході в НКТ, м/с – 4,5.

28 Поточна швидкість руху газу на усті свердловин, м/с – 10,72.

29 Водяний фактор, 10^-6 м³/м³ – 38.

30 Довжина викидної лінії свердловини, м – 2460 м.

31 Температура в кінці викидної лінії свердловини, ⁰С – 2,8.

У вступі наводиться коротка характеристика поточного стану і перспектив розвитку газової промисловості України та інших країн. Формулюються задачі курсового проекту, описуються способи їх розв'язання. У вступі не потрібно наводити другорядні відомості, які не мають відношення до теми проекту.

У першій частині курсового проекту визначаються технологічні показники розробки газового (газоконденсатного) покладу для різних режимів розробки і технологічних режимів експлуатації свердловин або розв'язуються окремі питання аналізу розробки покладу (уточнюються за промисловими даними початкові і поточні запаси газу та ін.). У цій частині проекту наводиться обґрунтування вихідних даних для проведення газодинамічних розрахунків (знаходяться псевдокритичні тиск і температура для газу заданого складу, встановлюються залежності коефіцієнта стисливості і динамічного коефіцієнта в'язкості газу від тиску і температури для умов пласта і стовбуру свердловини, визначаються зведений газонасичений поровий об'єм, початкові запаси газу і конденсату, початкові параметри експлуатації свердловин та інші величини, які потрібні для розрахунків), вибираються і описуються методики прогнозування видобутку газу і конденсату і виконуються газодинамічні розрахунки технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) покладу, аналізуються результати розрахунків.

У другій і третій частинах проекту, присвячених проектуванню заходів з підвищення ефективності експлуатації свердловин, збору і промислової підготовки свердловинної продукції, відповідно до завдання на курсове проектування наводиться характеристика проблеми і відомих методів її вирішення, вибирається та обґрунтовується найкращий спосіб розв'язку поставленого завдання, стосовно до якого виконуються розрахунки параметрів технологічних процесів, вибираються робочі матеріали, реагенти, обладнання, апарати та установки, описуються техніка і технологія запроектованого рішення і заходи з техніки безпеки та охорони навколишнього середовища при його реалізації.

У висновках наводяться основні результати, які одержані особисто студентом під час виконання курсового проекту.

У списку використаних джерел наводиться перелік підручників, монографій, статей, тез, доповідей, стандартів, патентів (авторських свідоцтв) та інших джерел інформації, на які є посилання в розрахунково-пояснювальній записці. При посиланні на джерело вказується його порядковий номер у списку джерел, який відділяється двома квадратними дужками.

В додатки, як правило, включають роздруківки машинних програм і результати всіх розрахунків на ЕОМ та допоміжні матеріали.

Бібліографічна довідка наводиться в довільній формі в кінці розрахунково-пояснювальної записки і включає такі відомості:

1. назву теми проекту;

2. об’єм розрахунково-пояснювальної записки в аркушах;

3. перелік креслень графічної частини.

У кінці бібліографічної довідки проставляється дата закінчення проекту і підпис студента.