- •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
2.2 Технологические режимы работы скважин №№ 14003, 285, 386
При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений особое внимание уделяется выбору технологического режима эксплуатации скважин.
Технологический режим работы газовых скважин - это определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значениями дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями (например, возможность разрушения пород забоя при высоких депрессиях и др.).
Под технологическим режимом эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин понимается поддержание на забое или устье скважины заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых в результате их регулирования и обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. Режим эксплуатации считается оптимальным, если его изменение, т.е. увеличение или уменьшение дебита или депрессии на пласт для заданных геолого-технических условий пласта и скважины, приводит к преждевременному нарушению работы одного из звеньев системы пласт – скважин – наземные промысловые сору-жения. Выбор оптимального технологического режима эксплуатации может быть осуществлен при наличии теоретически обоснованных и проверенных на практике методов, учитывающих огромное число факторов, связанных с геолого-техническими условиями пластов и скважин.
В процессе разработки происходят изменения технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливается технологический режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.
Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.
Приток газа к забою скважины из пласта описывается уравнением
, |
(2.1) |
где РплиРз– соответственно пластовое и забойное давления;
аиb– коэффициенты фильтрационного сопротивления;
Q– дебит скважины.
Из этого уравнения видно, что чем больше разность между пластовым и забойным давлениями, тем больше дебит. Неограниченное увеличение дебита скважин может привести к осложнениям в процессе эксплуатации.
Ниже проанализированы данные технологического режима работы газо-конденсатных скважин УКПГ-14 на 4 квартал 2009 года, полученые в ГПУ ООО ”Газпром добыча Оренбург”. Основные параметры существующих техно-логических режимов вертикальных скважин, (№№ 14003, 285 и 386) приведены в таблице 2.1.
Среди множества различных факторов, определяющих режим работы скважины в условиях ОНГКМ определяющими являются те, которые обеспе-чивают безгидратную работу скважин, вынос механических примесей и жид-кости с забоя скважин и борьбу с коррозией оборудования.
Из анализа существующего технологического режима выбранных вертикальных скважин следует, что скважины работают с высокими дебитами.
Скважина №14003 вскрывает 2-й эксплуатационный объект, имеет откры-тый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.
Скважины №285 и 386 вскрывают 1 и 2-й эксплуатационные объекты, имеют открытый ствол, диаметр эксплуатационной колонны 177,8 мм, диаметр НКТ 100 мм.
Воды в продукции не наблюдается, осуществляется подача метанола.
На рисунке 2.1 представлена схема подземного оборудования вертика-льной скважины.
Таблица 2.1 – Технологический режим работы газоконденсатных скважин 14003, 285 и 386 на 4 квартал 2009 года
№ скв. |
Эксплуатационный объект |
Пробуренный забой |
Проход по НКТ |
Интервал вскрытия |
Вид вскрытия |
Эксплуатационная колонна |
НКТ |
Р стат |
Р пласт |
Существующий режим |
Намеченный режим | |||||||||||||||||||||||
Диаметр |
Глубина |
Диаметр |
Глубина |
|
|
Р буф |
Фактический дебит |
Р заб |
Депрессия |
Давление |
Намеченный дебит |
Метанол | ||||||||||||||||||||||
|
|
газа |
конденсата |
воды |
Р буф |
Р шлейф |
Р бвн |
газа |
конденсата |
воды |
| |||||||||||||||||||||||
|
|
м |
м |
м |
|
мм |
м |
мм |
м |
атм |
атм |
атм |
т.м3/с |
т/с |
м3/с |
атм |
атм |
атм |
атм |
атм |
т.м3/с |
т/с |
м3/с |
м3/с | ||||||||||
14003 |
2 |
1693 |
1667 |
1606-1670 |
ствол |
177,8 |
1693 |
100 |
1636 |
59 |
71 |
48 |
380 |
6,09 |
0,0 |
63 |
8,0 |
48 |
45 |
44 |
380 |
7,60 |
0,0 |
0,97 | ||||||||||
285 |
1,2 |
1787 |
1722 |
1550-1787 |
ствол |
177,8 |
1550 |
100 |
1715 |
62 |
72 |
47 |
420 |
6,7 |
0,0 |
66 |
6,0 |
47 |
45 |
44 |
420 |
7,98 |
0,0 |
1,07 | ||||||||||
386 |
1,2 |
1760 |
1718 |
1549-1760 |
ствол |
177,8 |
1549 |
100 |
1711 |
62 |
75 |
49 |
460 |
7,4 |
0,0 |
62 |
13,0 |
48 |
45 |
44 |
520 |
9,88 |
0,0 |
1,32 |
Рисунок 2.1 – Схема подземного оборудования вертикальной скважины