Применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения

Определение устьевого давления при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб и радиусах кривизны, обеспечивающих минимальные потери давления по стволу горизонтальной скважины. Расчёт оптимальных вариантов соотношения этих параметров.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. Краткая геолого-промысловая характеристика Оренбургского НГКМ
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика
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 - химическия характеристикапластовых 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
3. Методы определения забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций
3.1 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонтальных скважинах с большим и со средним радиусами кривизны при отсутствии жидкости в продукции скважины и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола
3.2 Определение давления у башмака фонтанных труб в горизонтальных скважинах с малым радиусом кривизны при отсутствии жидкости в ее продукции и фонтанных труб в горизонтальном участке ствола
3.3 Методика определения давления у башмака фонтанных труб для различных длин и диаметров на горизонтальном участке
3.4 Методика определения устьевого давления в горизонтальных скважинах при различных длинах и диаметрах обсадных колонн, фонтанных труб, дебитах 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 в горизонтальном участке ствола
4. Безопасность и экологичность проекта
4.1 Основные виды техногенного воздействия при строительстве скважин
4.2 Предпосылки возникновения возможных нештатных ситуаций на буровой установке
4.3 Обоснование преимущества строительства горизонтальных скважин
4.4 Расчет предотвращенного экологического ущерба при строительстве горизонтальных скважин
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 скважин
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 не углеводородного 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 коэффициентов фильтрационного сопротивления а в, b в и пересчет этих коэффициентов на коэффициенты горизонтальных скважин a г и b г.
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 фонтанных труб на горизонтальном участке, а также радиуса кривизны на устьевое давление при различных дебитах горизонтальной скважины, на начальном этапе разработки Оренбургского ОНГКМ»
1. Краткая геологическая характеристика месторождения
устьевой давление горизонтальный скважина
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) в административном отношении расположено в непосредственной близости от областного центра - г. Оренбурга и занимает территорию Оренбургского, Переволоцкого 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.
Рисунок 1.1 - Обзорная карта Оренбургского нефтегазохимического комплекса
Вышележащие соленосные образования кунгура и надсолевые терригенные отложения перми и мезозоя практического 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.
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 протяженную (на восток) периклиналь. Размеры свода 16 на 6 км. С юга к своду примыкает сравнительно широкое (более 3 км) моноклинальное крыло, а с востока - обширная (14 на 8 км) террасообразная площадка.
1.3 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 месторождения 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 газоносности в центральной части залежи (район УКПГ-1) достигает 525 м, в западной части 275 м, восточной 280 м. Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (20 м), распространение которой по площади имеет сложный зональный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи. Абсолютные отметки газожидкостного контакта 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-верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина от 70 до 80 м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:
I объект 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 перемычки 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
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).
1.4 Фильтрационно - емкостные свойства коллекторов
Вся продуктивная толща основной залежи по данным промысловой геофизики и результатам анализа керна представлена чрезвычайно сложным чередованием пористых, порово-каверно-трещиноватых и плотных разностей карбонатных пород.
Продуктивная толща месторождения сложена карбонатными породами с различными коллекторскими свойствами, различными как по площади месторождения, так и по разрезу.
Характерная особенность Оренбургского месторождения и зоны УКПГ-14 явно выраженная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение. Глубины залегания основной залежи от 1350 до 1900 м, этаж газоносности - 514 м.
Газоносный массив месторождения сложен толщей плитчатых и тонкоплитчатых светло-серых, серых, темно-серых и черных известняков с прослоями сульфатизированных доломитизированных известняков и доломитов, прослои глин мощностью от 1 до 1,5 м встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по разрезу встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повышенная доломитизация и сульфатизация пород. В продуктивной толще выделяются четыре основных типа коллекторов: поровый; кавернозный (смешанный поровый (порово-трещиноватый); трещиноватый.
При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый. Основной тип коллектора, встречающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения - поровый.
Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью, содержащей запасы пластового флюида, является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6 %, проницаемости 0,1•10-15 м2. Коллекторские свойства изменяются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 до 0,5 мм. Поровые коллекторы составляют 35 % от газонасыщенного объема. Газонасыщенность порового коллектора принята 0,65.
Весьма характерна для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделения пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1 см. Между этими двумя видами трещин часто встречается переход одних в другие. Существуют сети трещин, которые способствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором, обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.
В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пород (пластов), с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Худшие продуктивные свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. Для них характерна тонкопористая структура пространства, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Доминирующим фактором продуктивности артинских отложений является отсутствие трещиноватости. Как следствие, скважины, работающие на эти отложения, имеют низкие дебиты при высокой депрессии. Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, является наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекторов. При изучении распространения их по площади выявлено закономерное возрастание остаточной нефти к востоку.
Лучшие коллекторские свойства имеют известняки сакмарских, ассельских отложений верхнего и среднего карбона. Проницаемость этих пород значительно выше, поэтому средние дебиты скважин выше, отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин.
Характиристика эксплуатационных объектов ОНГКМ представлены в таблице 1.2.
объект I объединяет продуктивную часть артинского яруса и верхнюю часть сакмарского яруса. Общая мощность в пределах месторождения значительно меняется. В западной части месторождения она составляет от 60 до 90 м, в центральной части в районе УКПГ - 2, 3, 6 - от 90 до 110 м, в районе УКПГ - 7, 8, 9 - от 110 до 180 м, в восточной части увеличивается от 200 до 250 м (скв. №63). В среднем эффективная мощность составляет 29,2 % от общей мощности объекта. Характеризуется:
коэффициент пористости…………….12,3 % (от 1,7 % до 13,6 %)
проницаемость………………………...2,3•10-15 м2
газонасыщенность…………………….от 0,15 до 0,75
эффективная мощность (ср.)………...12 м.
Отличается наихудшими продуктивными свойствами. Для него характерна тонко-поровая структура, а также повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород.
Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса (Iраздел):
коэффициент пористости………………..1,3 %
проницаемость……………………………от 0,025•10-15 до 4•10-15 м2
газонасыщенность………………………...от 0,24 до 0,7
объект II включает отложения нижней части сакмарского яруса и наиболее порис-тые пласты верхней части ассельского яруса. Общая мощность отложений изменяется от 27 до 75 м.
коэффициент пористости…………..12,6 % (от 2,5 % до 15,7 %)
проницаемость……………………...от 0,05•10-15 м2 до 47,6 •10-15 м2
эффективная мощность (ср.)………. 23,2 м
раздел II приурочен к нижней части ассельского яруса и отложения верхнего карбона. Общая мощность ее изменяется от 50 м до 100 м. Отложения второго раздела в основном представлены плотными непроницаемыми породами:
коэффициент пористости…………….от 1,1 до 11,6 %
проницаемость………………………..от 0,035•10-15 м2 до 16,7•10-15 м2
газонасыщенность…………………….от 0,36 до 0,84
объект III включает отложения нижней части верхнего и среднего карбона. Вскрытая мощность отложений составляет от 100 до 224 м. Средняя эффективная мощность около 40 м.
коэффициент пористости……….11,4 % (от 1% до 13,8%)
проницаемость…………………..от 0,01•10-15м2 до 53,8•10-15 м2
газонасыщенность……………….от 0,32 до 0,9
эффективная мощность (ср.)…... 57 м
Породы-коллекторы характеризуются хорошими емкостными и фильтрационными свойствами, но более низкими, чем породы второго объекта.
Несмотря на значительный диапазон газоконденсатонасыщенности вся толща известняков, благодаря наличию трещиноватости, представляет собой единый сообщающийся резервуар, хотя гидродинамическая связь по разрезу и площади затруднена ввиду резкой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных пород коллекторов.[1]
1.5 Устойчивость коллекторов к деформации и разрушению
Устойчивость горных пород в призабойной зоне зависит от глубины и условий залегания пласта, воздействия бокового и горного давления, физико-механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкости и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и других факторов. Находясь на больших глубинах, коллекторы испытывают действие давления и температуры. Поэтому при изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин.
Встречаемые на практике газоносные коллекторы по прочностной характеристике настолько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения. Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.
Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможно, так как иногда отбор предоставленных проб керна без нарушения истиной характеристики пород практически невыполним.
Ниже приводятся условная градация пород А.А. Шахназарова по величине градиентов давления, вызывающих разрушение:
- неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,005 (МПа/см2)/см
- слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,05 до 1,0 (МПа/см2)/см
- среднеустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 1,0 до 1,5 (МПа/см2)/см
- устойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления свыше 1,5 (МПа/см2)/см.
Газоносные коллекторы Основной газоконденсатной залежи ОНГКМ представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение призабойной зоны. Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин.
1.6 Начальные термобарические параметры пласта
Начальное давление в залежи на контакте газ - нефть принимают 20,64 МПа. Средневзвешенное по запасам начальное пластовое давление составляет 20,33 МПа. Давление в кровле сводовой части основной залежи составляет 19,47 МПа.
На начало разработки - октябрь 1978 г., пластовое давление по зоне УКПГ- 14 принято Рпл = 19,05 МПа.
Для определения пластовой температуры использованы наиболее достоверные данные по водяным и газовым скважинам.
Принимая температуру на глубине 20 м от поверхности земли 8 °С, и градиент температуры в терригенной толще таким же, как и в водяной части продуктивной толщи, имеем: пластовая температура на контакте газ-нефть 32 °С, пластовая температура в кровле сводовой части основной толщи 25 °С, - градиент температуры по всему разрезу составляет 1,31 °С на 100 м и в газовой части 1,44 °С на 100 м, средняя температура, взвешенная по залежи 32,2 °С.
На начало разработки - 1978 г., принята пластовая температура по зоне УКПГ - 14 Тпл=305 К.
1.7 Состав и свойства пластового газа
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение относится к уникальным месторождениям не только по запасам газа, но и по наличию в газе таких дорогих составляющих, как конденсат (76,3 г/м3), гелий (0,06 % об.), а также азот и сероводород.
Добываемый газ ОНГКМ содержит предельные углеводороды - метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) и растворенные в этих углеводородах С5+в - тяжелые углеводороды. Наличие всех этих составляющих и предопределило строительство Оренбургского газоперерабатывающего завода, на котором при очистке газа получают серу, азот и другие компоненты, необходимые в народно-хозяйственных отраслях страны. Позже введен в эксплуатацию и гелиевый завод.
Газы, добываемые на ОНГКМ, состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Характерной особенностью данного месторождения, являются условия залегания пластового газа с неравномерностью пространственного распределения углеводородных компонентов. В настоящее время выявлено отличие объектов по содержанию конденсата:
По свойствам наиболее токсичным компонентом является сероводород (H2S). Содержание его в природном газе 1,52 % об. Это бесцветный газ с запахом тухлых яиц, при попадании в организм человека действует на дыхательную и нервную системы, как нервно - паралитический яд. По действию на газовое оборудование являются высоко коррозирующим веществом. Предельно допустимая концентрация в рабочей зоне - 10 мг/м3, а в смеси с углеводородами - 3 мг/м3.
Рассматривая исходный состав газа по зонам ОНГКМ получаем, что наименьшее содержание Н2S - от 1,46 до 1,48 % объёмных отмечается в западной части месторождения, дренируемой скважинами УКПГ-14 и УКПГ-15.
В зоне дренируемой скважинами УКПГ-14 содержание следующих компонентов составляет:
Начальное содержание высококипящих углеводородов С5Н12+В в пластовом газе по всем УКПГ, кроме УКПГ-10 принято как одинаковое и равное 76 г/м3.
Давление начала конденсации равно начальному Рпл= 20,6 МПа.
Температура газа, поступающего на технологические установки от 0 до 100С.
1.8 Общие сведени я о водоносном бассейне, физико - химическая характеристика пластовых вод
Гидрологические условия района ОНГКМ определяются особенностями его геологического строения, среди которых важную роль играет наличие в разрезе мощной толщи соленосных отложений.
Эти соленосные отложения являются региональным экраном, который делит разрез на два изолированных друг от друга гидрологических этажа.
Верхний этаж включает подземные воды надсолевых, преимущественно терригенных отложений. К нижнему гидрологическому этажу приурочены пластовые воды подсолевых, в основном карбонатных отложений. Нижний гидрологический этаж представляет собой водонапорный бассейн, контролирующий основную разрабатываемую залежь.
Мощность водоносного бассейна составляет 500 м. Он простирается на восток примерно на 140 км до складчатого Урала, где водовмещающие породы нижней перми и карбона выходят на поверхность.
По фактическим данным на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении в настоящее время наблюдаются следующие схемы обводнения:
- по тектоническим нарушениям или зонам повышенной трещиноватости подошвенная вода поднимается к забоям скважин и обводняет их;
- подъем по тем же каналам подошвенной воды и растекание ее к забоям скважин по простиранию пластов;
- обводнение скважин краевыми водами.
На месторождении водонапорный бассейн в гидрогеологическом отношении изучен до глубины 3470 м. Начальное пластовое давление на абсолютной отметке ГВК (-1750 м.) до начала разработки месторождения в среднем составляло 20,6 МПа. Большинство опробованных скважин характеризуются невысокими дебитами воды от 0,2 до 10 м3/сут. и от 10 до 50 м3/сут, при депрессии до от 10 до 12 МПа. В ряде случаев приток воды не получен, но на фоне общей невысокой водоносности встречаются более обводненные зоны от 50 до 141 м3/сут.
По химическому составу и физическим свойствам пластовые воды надсолевых, солевых и подсолевых отложений резко различаются между собой.
В верхнем (надсолевом) гидрогеологическом этаже наблюдается быстрое нарастание минерализации подземных вод с глубиной и последовательная смена пресных вод солеными и рассолами.
Пресные воды с минерализацией до 2 г/л и преобладанием в ионном составе гидрокарбонат-иона, кальция и магния развиты в терригенных породах только до глубины первых десятков метров.
Пластовые воды филиповского горизонта кунгурского яруса нижней Перми имеют плотность от 1,203 до 1,207 г/см3, минерализацию от 280 до 310 г/л и относятся к хлоркальциевому типу.
Пластовые воды продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми, имеют плотность в стандартных условиях от 1,160 до 1,180 г/см3, в среднем 1,170 г/см3, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см3. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 мПа•с, объемный коэффициент 1,06.
Общая минерализация пластовых вод в среднем равна 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (rNа + rК): rСl = 0,72 - 0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2 - 4 раза больше, чем магния. Отношение: r[Сl-(Nа+К)]:rMg=3-5, следовательно, гидрохимический тип вод хлоркальциевый.
Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, от 0,8 до 4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно от 200 до 400 (в среднем 300).
Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м3/м3 и в среднем равно 2,6 м3/м3. Состав водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов, сероводорода и двуокиси углерода. Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно от 2 до 3 %, азота от 5 до 10%.
По результатам химических анализов, выполненных на месторождении, определены основные гидрохимические показатели пластовых вод средне-каменноугольно-артинских отложений. Данные приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Основные гидрохимические показатели пластовых вод
1.9 Тип залежи, запасы газа и конденсата в зоне УКПГ - 14
Генеральный пересчет запасов газа Оренбургского месторождения произведен в 1995 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром».
- извлекаемого конденсата - 96,736 млн. т;
- принятый коэффициент извлечения - 0,71.
Дренируемые запасы по УКПГ и по ОНГКМ в целом на протяжении ряда лет определяются двумя способами:
- как сумма удельных (объёмов) дренируемых запасов скважин;
- по зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления в зоне от суммарного накопленного (объёма) отбора.
В первом и во втором случае расчет ведется по последнему прямолинейному участкам. По проведенным в настоящее время расчетам дренируемые запасы ОНГКМ оцениваются в интервале от 1471 млрд.м3 до 1595 млрд.м3.
В пределах зоны УКПГ - 14 газонасыщенными являются все отложения продуктивной толщи ОНГКМ.
УКПГ - 14 введена в эксплуатацию в 1978 г. с действующим фондом - 5 скважин.
На 01.10.2009 года эксплуатационный фонд составил 101 скважины, действующий - 101 скважины.
По состоянию на 01.01.2009 г. балансовые запасы газа составляли 167,9 млрд.м3., дренируемые запасы составляли 2
Применение горизонтальных скважин на начальном этапе разработки Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Шаблон Написания Эссе По Истории Егэ
Культурный Отдых Эссе
Дневник Практики Санитарки Заполненный По Дням
Реферат по теме Продвижение сайта: запросы
Курсовая работа по теме Анализ систем автоматического управления
Неологизмы В Современном Обществе Сочинение С Примерами
Курсовая работа по теме Анализ системы управления муниципальными финансами (на примере МО 'Череповецкий муниципальный район')
Курсовая работа: Емісія грошей
Образец Написания Отчета По Учебной Практике
Сочинение На Тему Зрение Человека
Отзыв Научного Руководителя На Магистерскую Диссертацию Пример
Доклад по теме Говоров Владимир Леонидович
Курсовая работа по теме Создание программы, которая позволяет использовать камеру
Реферат: Экономические результаты деятельности предприятия
Доклад по теме Сексуально-ориентированная экономика
Реферат: Влияние занятий гидроаэробикой на освоение плавательных движений молодыми женщинами, не умеющими
Эссе На Тему Древний Рим
Сочинение На Тему Катерина
Дипломная работа по теме Проект участка формования полиамидной кордной нити
Отчет по практике по теме Служба документационного обеспечения управления предприятия (организации, учреждения)
Роль носителя в эволюции документирования информации - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Формирование основ безопасного поведения в быту, социуме, природе - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда курсовая работа
Оцінка стійкості роботи заводу комунікаційних засобів "Смайлик" у надзвичайних ситуаціях - Военное дело и гражданская оборона контрольная работа