- •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
Тектоника
Оренбургский вал, с которым связано ОНГКМ, имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах тектонических и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до 20 км.
По площади ОНГКМ выделены тектонические нарушения и органогенные постройки. Центральный и Восточный купола разделяются системой тектонических нарушений.
По кровле артинской карбонатной толщи структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) и оконтуривается изогипсами минус 1600 м, минус 1650 м и минус 1700 м. Наиболее высокие отметки (от минус 1230 до минус 1240 м) в пределах поднятия приурочены к его сводовой части.
На севере структуры, где поднятие контролируется крутым крылом (от 10 до 15), отметки достигают от минус 1800 до минус 1840 м в западной части поднятия и почти минус 1900 м – в восточной.
Структура Оренбургского месторождения изучена по более чем тысячи скважинам и представлена на рисунке 1.2.
На южном крыле, характеризующемся погружением не более чем на 2°, наиболее глубокие абсолютные отметки равны минус 1760 м на западе, минус 1780 м – в центре и минус 1825 м – на востоке. Из-за различной крутизны крыльев поднятие приобретает форму явно асимметричной структуры.
Рисунок 1.2 – Структура Оренбургского месторождения
В пределах поднятия выделяются три купола: Западный, Центральный и Восточный.
Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20 км на 6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта, по кровле артинской карбонатной толщи отмечается в виде обширной периклинали (25 на 12 км). Амплитуда в районе Западного купола (относительно северного и южного погружений) достигает 300 м.
Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия (40 на 13 км, амплитуда 280 м) по III объекту, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50 на 18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия. В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны от минус 1230 до минус 1240 м. Амплитуда купола достигает почти 500 м. На востоке Центральный купол отделяется от Восточного неглубоким прогибом (с погружением до минус 1590 м).
Восточный купол в своде имеет абсолютные отметки от минус 1460 до минус 1470 м, что ниже относительно свода Центрального купола более чем на 200 м. Свод купола вырисовывается по изогипсе минус 1650 м в виде поднятия, имеющего почти изометрическую вершину (изогипса минус 1550 м), и протя-женную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16 на 6 км. С юга к своду при-мыкает сравнительно широкое (более 3 км) моноклинальное крыло, а с востока – обширная (14 на 8 км) террасообразная площадка.
Литолого – стратеграфическая характеристика вскрытых отложений
В таблице 1.1 приведен стратиграфический разрез ОНГКМ. Залежь расположена на глубине от 1945 до 2175 м, общая мощность осадочного чехла в районе месторождения по данным геофизической разведки составляет от 5000 до 5500 м. Кунгурские хемогенные образования делят разрез месторож- дения на две части, надсолевую и подсолевую продуктивную.
Основная газоконденсатная залежь приурочена к мощной карбонатной толще артинско-среднекаменноугольного возраста. Она уникальна по размерам. В пределах контура газоносности площадь газоносности составляет около 1400 км2 (по изогипсе 1750 м, имеет размеры 105·20 км). Этаж газонос-ности в центральной части залежи (район УКПГ-1) достигает 525 м, в запа-дной части 275 м, восточной 280 м. Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небо-льшой толщины (20 м), распространение которой по площади имеет сложный зональный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи. Абсолютные отметки газожидкостного конта-кта колеблются в широких пределах: для ГНК от 1715 до 1750 м, для ВНК от 1735 до 1784 м.
Тип залежи – массивно-пластовый. Каждый укрупненный блок-пласт представлен интервалами газоносных коллекторов и плотных известняков. Представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина от 40 до 45 м) и в ассельско-верхнека-менноугольных отложениях (средняя толщина от 70 до 80 м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:
Iобъект выделен и прослежен в пределах Западного и Центрального куполов. Он включает породы артинского и сакмарского ярусов.
В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломи-тизированными. Общие толщины пласта, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-150 м.
II геологический объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения.
Последний включает пачку плотных пород, нередко начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как пере-мычки достигает от 20 до 30 м. Но на западных склонах куполов (Западного и Центрального) верхняя, большая часть R1 замещена проницаемыми разностями, перемычкой, отделяющей II объект от I, служит лишь нижняя часть раздела толщиной в несколько метров.
Общая толщина II объекта изменяется от 70 до 150 м, чаще всего от 100 до 120 м.
III геологический объект включает отложения верхнего и частично среднего карбона. Развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 м.
Таблица 1.1 – Литолого-стратиграфический разрез
Стратиграфия |
Средняя вскрытая толщина (м) |
Литологическая колонка |
Литологическая характеристика пород | ||
Палеозай |
Четвертичная система |
30 |
|
оллювиальные,делювиальные и эллювиальные образцы | |
Неогеновая система |
100 |
|
Глина, песок, галечник | ||
Пермская система |
Сосновая свита |
50 |
|
Песчаник с прослоями сульфатов и карбонатов | |
19 |
|
Конгломераты из галечника | |||
Калиновская свита |
130 |
|
Пестроцветные породы морского происхождения с прослоями карбонатов | ||
Уфимский ярус |
65 |
|
Глина, песчаник | ||
Кунгурский ярус 800 м |
55 |
|
Ангидрит | ||
480 |
|
Ангидриты и соли с про-слоями доломинизированного известняка | |||
20 |
| ||||
190 |
| ||||
20 |
| ||||
35 |
| ||||
Артинский ярус 220 м |
110 |
|
Ангидрит плотный | ||
20 |
|
Доломинизированный известняк | |||
90 |
|
Ангидрид трещиноватый | |||
Сакмарский ярус |
45 |
|
Известняк плотный | ||
Ассельский ярус |
80 |
|
Известняк с солитовыми прослоями и песчаник | ||
Каменноугольная система |
Верхний карбон |
80 |
|
Известняк кавернозный | |
Мячковский горизонт |
80 |
|
Известняк плотный |
От II объекта III объект отделяется плотными породами раздела R2, толщина которого и как геологического тела и, одновременно, как перемычек между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 м (например, в прогибе между Западным и Центральным куполами или в своде купола, в районе скважины 204-д и 2014).