- •Реферат
- •2 Газогидродинамические исследования газовых и 25
- •2.1 Цели, задачи и классификация методов газогидродинамических исследований вертикальных скважин 25
- •3 Методы определения забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций 51
- •4 Безопасность и экологичность проекта 79
- •Введение
- •Тектоника
- •Литолого – стратеграфическая характеристика вскрытых отложений
- •1.4 Фильтрационно – емкостные свойства коллекторов
- •1.5 Устойчивость коллекторов к деформации и разрушению
- •1.6 Начальные термобарические параметры пласта
- •1.7 Состав и свойства пластового газа
- •1.8 Общие сведения о водоносном бассейне, физико – химическая характеристика пластовых вод
- •1.9 Тип залежи, запасы газа и конденсата в зоне укпг – 14
- •2 Газогидродинамические исследования газовых и газоконденсатных скважин
- •2.1 Цели, задачи и классификация методов газогидродинамических исследований вертикальных скважин
- •2.2 Технологические режимы работы скважин №№ 14003, 285, 386
- •2.3 Результаты газогидродинамических исследований скважин №№ 14003,285,386
- •2.4 Коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальных скважин 14003, 285, 386. Их использование для пересчета на аналогичные коэффициенты горизонтальных скважин
- •2.4.1 Пересчет коэффициентов фильтрационного сопротивления вертикальных скважин на горизонтальные скважины
- •3 Методы определения забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций
- •3.2 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонта-льных скважин с малым радиусом кривизны при отсутствии жидкости в ее продукции и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола
- •Результаты расчетов давления у башмака фонтанных труб трех горизонта-льных скважин с малым радиусом кривизны представлены в таблице 3.2.
- •3.3 Методика определения давления у башмака фонтанных труб для различных длин и диаметров на горизонтальном участке.
- •3.3.1 Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с большим и средним радиусами кривизны при отсутствии в их продукции жидкости и частично оборудованных фонтанными трубами
- •3.3.2 Определение давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин с большим и со средним радиусами кривизны, частично оборудо-ванных фонтанными трубами при отсутствии жидкости в их продукции
- •3.3.3 Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны и частично оборудованных фонтанными трубами при отсутствии в их продукции жидкости
- •3.4 Методика определения устьевого давления в горизонтальных скважинах при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб, дебитах скважины и радиусах кривизны
- •3.5 Определение устьевого давления при отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке и наличии жидкости в продукции скважины
- •3.6 Определение устьевого давления при различных дебитах и длинах горизонтального ствола, отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб на горизонтальном участке ствола
- •4 Безопасность и экологичность проекта
- •4.1 Основные виды техногенного воздействия при строительстве скважин
- •4.1.1 Подготовительные работы к строительству
- •4.1.2 Монтаж сооружений и оборудования
- •4.1.3 Подготовительные работы к бурению, бурение и крепление скважины
- •4.1.4 Испытание продуктивных пластов
- •4.1.5 Демонтаж сооружений и оборудования
- •4.1.6 Рекультивация нарушенных земель
- •4.2 Предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке
- •4.3 Обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин
- •4.3.1 Характеристика буровой установки как источника техногенного воздействия на окружающую природную среду
- •4.4 Расчет предотвращенного экологического ущерба при строительстве горизонтальных скважин
- •4.4.1 Предотвращенные убытки от изъятия земель во временное пользование
- •4.5 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате размещения отходов на специализированной площадке захоронения
- •4.6 Предотвращенный ущерб окружающей природной среде в результате загрязнения атмосферного воздуха стационарными и передвижными источниками выбросов.
- •5 Оценка эффективности бурения горизонтальных скважин
- •5.1 Оценка экономической эффективности мероприятий
- •5.2 Порядок расчета экономической эффективности мероприятий
- •5.3 Расчет экономической эффективности бурения горизонтальных и вертикальных скважин
- •Заключение
- •Список использованных источников
Введение
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) является одним из крупнейших месторождений. Оно введено в промышленную эксплуатацию в 1974 году и занимает важное место в системе газоснабжения страны.
ОНГКМ - источник ценного углеводородного и неуглеводородного сырья. Продуктами переработки сырья ОНГКМ являются товарный (метановый) газ, широкая фракция легких углеводородов, этан, гелий, стабильный конденсат, нефть и сера.
Целью работы является применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского ОНГКМ.
В данном проекте рассмотрена возможность использования результатов исследования высокодебитных вертикальных скважин УКПГ-14 (№№ 14003, 285, 386) для определения коэффициетов фильтрационного сопротивления ав,bви пересчет этих коэффициентов на коэффициенты горизонтальных скважинaгиbг.
Представлены методики определения давления у башмака фонтанных труб при различных дебитах горизонтальных скважин и различных длинах и диаметрах горизонтального ствола.
В дипломном проекте приведена методика определения устьевого давления при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб и радиусах кривизны, обеспечивающих минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины. Определены оптимальные варианты соотношения этих параметров с технологической и экономической точки зрения и предложен наиболее экономически целесообразный вариант.
Также в проекте выполнено задание по разделу «Безопасность и экологичность проекта».
Дипломный проект выполнен в соответствии с заданием на дипломный проект «Определение влияния длины и диаметра обсадных колонн и фонтан-ных труб на горизонтальном участке, а также радиуса кривизны на устьевое давление при различных дебитах горизонтальной скважины, на начальном этапе разработки Оренбургского ОНГКМ»
Краткая геологическая характеристика месторождения
Общие сведения о месторождении
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) в административном отношении расположено в непосредственной близости от областного центра – г. Оренбурга и занимает территорию Оренбургского, Пере-волоцкого и Илекского районов Оренбургской области.
ОНГКМ в географическом отношении расположено в широкой, хорошо разработанной долине реки Урала, имеющей асимметричное строение. Левый склон долины пологий, плавно понижающийся в северном направлении. Он изрезан редкими и, в основном, неглубокими оврагами. Максимальные отметки рельефа отмечаются в юго-восточной части площади, где пологий рельеф сменяется грядово-холмистым. Правый склон долины более крутой и изрезан оврагами и балками. Максимальные абсолютные отметки на правом склоне в пределах месторождения достигают от 180 до 193 м. Через всю площадь место-рождения с востока на запад в близком к широтному направлению протекает река Урал. Обзорная карта расположения Оренбургского НГКМ представлена на рисунке 1.1.
Общая площадь ОНГКМ составляет 1438 км2. Около 80 % площади приходится на пашни, 11 % - на леса и водоемы, 9 % - на государственные заказники, автомобильные и железнодорожные магистрали.
Артинско-среднекаменноугольная (основная) залежь ОНГКМ находится в промышленной эксплуатации с 1974 года. С 1985 года начался период падающей добычи.
Газонефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта кунгура и ниже. Вышележащие соленосные образо-
Рисунок 1.1 – Обзорная карта Оренбургского нефтегазохимического комплекса
вания кунгура и надсолевые терригенные отложения перми и мезозоя практи-ческого интереса не представляют.
Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (около 25 м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи.
Абсолютные отметки газожидкостного контакта колеблются в широких пределах: для газонефтяного контакта (ГНК) от 1 715 до 1 750 м, для водонефтяного контакта (ВНК) от 1 735 до 1 784 м.