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 - Дипломная работа

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) является одним из крупнейших месторождений. 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, bв и пересчет этих коэффициентов на коэффициенты горизонтальных скважин aг и bг. 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. 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 1.1 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. Обзорная карта расположения Оренбургского НГКМ представлена на рисунке 1.1. Около 80 % площади приходится на пашни, 11 % - на леса и водоемы, 9 % - на государственные заказники, автомобильные и железнодорожные магистрали. Рисунок 1.1 - Обзорная карта Оренбургского нефтегазохимического комплекса 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. 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. Структура Оренбургского месторождения изучена по более чем тысячи скважинам и представлена на рисунке 1.2. 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). С юга к своду при-мыкает 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. 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. II геологический объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхнекаменноугольные отложения. Худшие продуктивные свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. 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. 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] Таблица 1.2 - Характеристика эксплуатационных объектов ОНГКМ Параметры I объект II объект III объект Площадь, км2 1215 728 463 Пористость, % 12,3 12,6 11,4 Проницаемость, •10-15 м2 2,3 15,0 20,5 Общая мощность, м 75,5 57,0 121,4 Эффективная мощность, м 12,3 23,2 34,0 Нэф/Нобщ, % 16,0 40,7 16,0 1.5 Устойчивость коллекторов к деформации и разрушению Устойчивость горных поро