|
Обоснование и проектирование конструкции скважин.
К у р с о в О Й П р о Е К т
на тему:
Заканчивание
нагнетательных наклонно-направленных скважин на пласт АС4-8
Федоровского месторождения
по дисциплине: Заканчивание скважин
Выполнил: ст.гр.БНГС-03-2
Каменских Анатолий
Проверил: доц.Долгих Л.Н.
Пермь 2007г.
Содержание
|
|
| СТР.
| | 1.
| Введение.
|
| | 2.
| Исходные данные для составления проекта.
|
| | 3.
| Обоснование и проектирование конструкции скважин.
|
| | 4.
| Выбор материалов для цементирования скважин.
|
| | 5.
| Расчет обсадных колонн на прочность.
|
| | 6.
| Обоснование технологической оснастки.
|
| | 7.
| Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску.
|
| | 8.
| Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.
|
| | 9.
| Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора.
|
| | 10.
| Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов.
|
| | 11.
| Определение времени цементирования.
|
| | 12.
| Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники.
|
| | 13.
| Обоснование способа контроля качества цементирования.
|
| | 14.
| Технико-технологическое направление по обеспечению качества строительства кондукторов.
|
| | 15.
| Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.
|
| | 16.
| Список использованных источников.
|
|
1. Введение
В административном отношении Федоровское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В непосредственной близости от месторождения проходят нефтепроводы Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск.
Площадь работ представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину с массой озер в западной части. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +68 до +89 м. По восточной части месторождения протекает река Тромъеган с притоками: рр. Савуйпоу, Вачингурипъягун, Яккунурий, Эгутьягун, Моховая, Имиягун. В западной части выделяются озера: Пильтанлор, Мяуткутлор, Кытьлор, Унтерлор, Мытльлор, Савуйнеутлор и др. Глубина промерзания мелких рек и озер составляет 0.3-0.5 м. Восточная часть участка залесена на 75%. Болота непроходимые, замерзают лишь к концу января. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и проток. Климат района работ резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткими весной и осенью. Среднегодовая температура низкая и колеблется около +30С. Наиболее высокая температура летом достигает +300С. Зимой температура падает до –500С. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май-август. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Толщина снегового покрова в лесах достигает 2 м. Грунт промерзает до 1.5 м, на болотах до 0.2-0.4 м. Район относится к слабо населенным пунктам. Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности развита слабо и представлена бетонной дорогой от г. Сургута до г. Нижневартовска и г. Нефтеюганска, а также от г. Сургута до Федоровского месторождения. Железная дорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, г. Нижневартовском и г. Уренгоем. ОАО «Сургутнефтегаз» - крупнейшая нефтегазодобывающая организация в Сургутском районе, включающая 57 структурных подразделений, в комплексе выполняющих все виды работ и услуг, необходимых для поисков, разведки, добычи, транспортировки и переработки нефти и газа на территории Сургутского района.
Таблица 0.1. Краткие сведения о районе работ.
| Наименование
| Значение (текст, название, величина)
| |
|
| | 1 Наименование площади (месторождения)
| Федоровское
| | 2. Административное положение:
республика
область (край, округ)
район
|
Российская Федерация
Тюменская (ХМАО)
Сургутский
| | 2. Номер скважины
|
| | 3. Год ввода площади в эксплуатацию
|
| | 2 Температура воздуха, 0С
– среднегодовая
– максимальная летняя
– минимальная зимняя
|
+3
+30
–50
| | 3 Среднегодовое количество осадков, м
| 0,4
| | 4 Максимальная глубина промерзания грунта, м
| 1,5
| | 5 Продолжительность отопительного периода в году, сут.
|
| | 6 Преобладающее направление ветра
| Зимой юго-западный, западный; летом северный, северо-восточный
| | 7 Наибольшая скорость ветра, м/с
|
| | 8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях:
|
| | – рельеф местности
| Слабо пересеченная, сильно заболоченная, неравномерно залесенная равнина с массой озер в западной части. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +68 до +89 м
| | – состояние грунта
| Многолетнемерзлые породы отсутствуют; торфяно-болотные, пески, суглинки, глины
| | – толщина снежного покрова, м
| До 2
|
Продолжение таблицы 0.1.
| – характер растительного покрова
| смешанный лес с преобладанием хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и проток
|
2. Исходные данные для составления проекта.
Таблица 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
| Стратиграфическое подразделение
| Глубина залегания по вертикали (по стволу), м
| Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и др.)
| | Индекс
| Название
| От (кровля)
| До (подошва)
| | Q
| Четвертичные отложения
|
|
| Пески, торфяники, суглинки, супески.
| | P2/3
| Новомихайловская свита
|
| 188 (190)
| Переслаивание песков, глин, пески серые, с/з, м/з, глины серые, зеленовато-серые.
| | P1/3
| Атлымская свита
| 188 (190)
| 280 (283)
| Пески серые с/з, м/з, глины серые, зеленовато-серые, алевритистые.
| | Р1/3 - P3/2
| Чеганская свита
| 280 (283)
| 441 (447)
| Глины светло- зеленые, сидеритизированные с включениями пирита, с прослоями алевролита и известняка.
| | Р2/2
| Люлинворская свита
| 441 (447)
| 651 (661)
| Глины зеленовато-серые до темных с прослоями алевролита, включениями глауконита.
| | P1
| Талицкая свита
| 651 (661)
| 751 (762)
| Глины темно-серые, однородные, местами алевритистые с присыпками глауконита.
| | К2
| Ганькинская свита
| 751 (762)
| 839 (854)
| Глины серые, зеленовато-серые с мелкораковистым изломом.
| | K2
| Березовская свита
| 839 (854)
| 950 (966)
| Глины серые с голубовато-зеленым оттенком, однородные, слабоопоковидные.
| | K2
| Кузнецовская свита
| 950 (966)
| 970 (987)
| Глины серые до темно-серых, массивные.
| | К2+К1
| Покурская свита
| 970 (987)
| 1740 (1797)
| Чередование песков с/з, м/з, песчаников серых, глин и алевролитов с прослоями известняков.
| | K1
| Алымская свита
| 1740 (1797)
| 1878 (1943)
| Аргиллиты серые, зеленовато-серые с тонкими прослоями алевролитов серых.
| | K1
| Вартовская свита
| 1878 (1943)
| 1988 (2058)
| Переслаивание газо- нефтенасыщенных песчаников, аргиллитов и алевролитов, аргиллиты темно-серые и серые с прослоями алевролитов.
|
Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу.
Таблица 1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
| Глубина залегания, м
| Плотность, кг/м3
| Пористость,
%
| Проницаемость, мкм2
| Глинистость,
%
| Карбонатность,
%
| Соленость,
%
| Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)
| Сплош-ность породы
| | От (кровля)
| До (подо-шва)
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
30-35
30-35
30-35
20-29
25-26
| -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,40-0,60
0,532
| 15-20
15-20
15-20
20-50
20-50
95-100
95-100
95-100
95-100
40-60
20-30
15-18
|
0-2
0-2
0-2
0-2
0-2
0-2
12-15
11-15
| 0-1
0-1
0-1
0-1
0-1
Не выраж.
Отс.
-”-
-”-
-”-
-”-
-”-
| МС
МС
МС
М
М
МС
М
М
М
С
МС
С
| -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
|
Окончание таблицы 1.2.
| Коэффици-ент кавернозно-сти в интервале
| Твердость по штампу, МПа
| Расслоенность породы
| Категория абразивности
| Коэффициент Пуассона
| Модуль Юнга, Па
| |
|
|
|
|
|
| | 1,3
1,3
1,3
1,3
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
| 180-210
180-260
320-400
320-400
340-400
590-640
590-640
600-790
750-950
750-950
910-1040
910-1040
| -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
| 6-7
6-7
6-7
4-5
3-4
6-8
4-5
6-8
|
0,257
0,269
0,272
0,273
0,285
0,289
0,293
0,296
0,298
| 5-6
5-6
5-6
4-16
4-23
9-290
9-290
9-290
9-290
9-290
23-310
23-310
|
Таблица 1.3. Нефтеносность
| Индекс стра-тиграфичес-кого подразделе-ния
| Интервал, м
| Тип коллек-тора
| Плотность, кг/м3
| Подвиж-ность, мкм2/Па×с
| Содержание,
% по весу
| Свобод-ный дебит, м3/сут
| | от
(кровля)
| до
(подошва)
| в пласто-вых условиях
| после дегаза-ции
| серы
| парафина
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | К1(АС4-8)
|
|
| Поровый
|
|
| 0,100
| 1,07-1,18
| 2,3-2,9
|
|
Окончание таблицы 1.3.
| Параметры растворенного газа
| | газовый фактор, м3/м3
| содержание, %
| относительная по воздуху плотность газа
| коэффициент сжимаемости
| давление насыщения в пластовых условиях, МПа
| | сероводорода
| углекислого газа
| |
|
|
|
|
|
| |
| -
| -
| 0,90
| 0,69
| 13,8
|
Таблица 1.4. Водоносность
| Индекс страти-графичес-кого подразделе-ния
| Интервал, м
| Тип кол-лек-тора
| Плот-ность, кг/м3
| Свобод-ный
дебит, м3/сут
| Фазовая проницаемость,
10-3мкм2
| Химический состав воды в мг-эквивалентной форме
| | от
(кров-ля)
| до
(подо-шва)
| анионы
| катионы
| | Cl-
| SO4--
| HCO3-
| Na+
| Mg+
| Ca++
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
К2-К1
|
|
| Поров.
|
| ДО 2000
|
0,43
|
98,1
|
-
|
2,0
|
90,1
|
2,6
|
16,0-21,0
|
Окончание таблицы 1.4.
| Степень минерализации,
мг-экв/л
| Тип воды по Сулину
| Относится к источнику
питьевой воды
(да, нет)
| |
|
|
| | 16,0-21,0
| ХЛН – Хлоридно-натриевый
| Нет
|
Таблица 1.5. Осыпи и обвалы стенок скважины
| Индекс стратиграфического подразделения
| Интервал, м
| Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнения, сутки
| Проработка интервала этого осложнения
| Условия возникновения
| | | от
(кров-ля)
| до
(подо-шва)
| | | мощ-ность, м
| скорость,
м/ч
| | |
|
|
|
|
|
|
| | |
Q – P1
|
Интенсивное
0-651
|
|
|
-
| Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на симптомы осложнений
| |
Таблица 1.6. Нефтегазоводопроявления
| Индекс страти-графиче-ского подра-зделе-ния
| Интервал, м
| Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конден-сат, газ)
| Длина столба газа при ликвида-ции газопро-явления, м
| Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3
| Условия возникновения
| Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водо отдачи и т.д.)
| | от
(кров-ля)
| до
(подо-шва)
| внутрен-него
| наруж-ного
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
К1(АС4-8)
|
|
|
Нефть
| -
| Плотность смеси
равна плотности нефти
| Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора, превышение скорости СПО
|
Перелив раствора на устье
|
Таблица 1.7. Прочие возможные осложнения
| Индекс стратиграфичес-кого подразделения
| Интервал, м
| Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование
| Характеристика (параметры) осложнения и возникновения
| | от
(кровля)
| до
(подошва)
| |
|
|
|
|
| | K2+K1
|
|
| Обильные водопроявления
| Разбавление агрессивными пластовыми водами
|
Таблица 1.8. Исходные данные для выполнения курсового проекта.
| Интервал, м
| Вид насыщающего флюида
| Характер возможного осложнения
| Пластовое давление, МПа
| Пластовая температура, ◦С
| Давление гидроразрыва, МПа
| Параметры применяемой промывочной жидкости (ρ, Т, В, СНС)
| Эксплуатационный горизонт
| Способ эксплуатации
| Ожидаемая приемистость пласта, м3/сут
| Наибольшее избыточное давление на устье в эксплуатационной колонне после освоения скважины, МПа
| | от
| до
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
(661)
| Вода
| Обвалы и сужения ствола скважины
| 6,51
| 19,5
| 13,02
| ρ=1160-1180 кг/м3;
Τ=40-45с;
В=5-6;
СНС=15/25
| -
| -
| -
|
| | 651 (661)
| 970 (987)
| Вода
|
| 9,7
|
| 16,44
| ρ=1000-1060 кг/м3; Τ=15-20с; В=8-10; СНС=0-5/
0-10
| -
| -
| -
| -
| | 970 (987)
| 1740 (1797)
| Вода
| Водопро-явления
| 17,66
|
| 29,55
| ρ=1080-1140 кг/м3; Τ=20-23с;
В=6-8;
СНС=0-5/ 10-15
| -
| -
| -
| -
| | 1740 (1797)
| 1878 (1943)
| Вода
|
| 19,06
|
| 30,05
| ρ=1140-1160 кг/м3; Τ=23-25с;
В=4-6;
СНС=5-10 / 10-15
| -
| -
| -
| -
| | 1878 (1943)
| 1988 (2058)
| Нефть
| Нефтепро-явления
| 19,88
|
| 31,81
| ρ=1140-1160 кг/м3;
Τ=23-25с;
В=4-6;
СНС=5-10 / 10-15
| АС4-8
| Нагне-тание
|
| -
| Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу.
Таблица 1.9. Расчет профиля наклонно-направленной скважины
| Интервал бурения по вертикали, м
| Мощность интервала, м
| Зенитный угол (α), град.
| Смещение, м
| Удлинение, м
| Длина ствола, м
| | в начале интервала
| в конце интервала
| среднее значение
| за интервал
| общее
| за интервал
| общее
| | 0-110
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | 110-242
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | 242-316
|
|
| 12,93
| 14,47
|
|
|
|
|
| | 316-700
|
| 12,93
| 9,02
| 10,98
|
|
|
|
|
| | 700-1270
|
| 9,02
| 19,03
| 14,03
|
|
|
|
|
| | 1270-1878
|
| 19,03
| 19,03
| 19,03
|
|
|
|
|
| | 1878-1940
|
| 19,03
| 17,72
| 18,38
|
|
|
|
|
| | 1940-1988
|
| 17,72
| 16,72
| 17,22
|
|
|
|
|
|
Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.
Конструкция скважины.
Проектная конструкция скважины несет в себе следующие функции охраны недр:
обеспечивает охрану недр надежным разобщением флюидосожержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки газа и минерализованных вод;
предупреждает возможность гидроразрыва пород у башмака колонн при ликвидации нефтегазопроявлений и закрытии ПВО на устье, что достигается использованием рационального количества обсадных колонн и расчетами глубин их спуска по действующим методикам.
Тампонажные растворы.
Основой природоохранной функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр, является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Настоящим проектом предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательное воздействие на недра:
- интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в проекте в соответствии с требованиями [6], технологических регламентов на крепление скважин и геологической характеристикой разреза Федоровского месторождения;
- для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, проектом предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки;
- применяемые для цементирования колонн тампонажные материалы должны быть не токсичны.
Проектом предусмотрены следующие технико-технологические решения, ограничивающие отрицательное воздействие цементных растворов и их компонентов на почвы и наземные водные объекты:
- перевозка сухих цементов и их смесей до буровой площадки предусматривается спецтранспортом и в специальной таре, исключающей возможность их попадания в окружающую среду.
Горюче-смазочные материалы.
ГСМ, нефть и продукты испытания скважины является потенциально сильными загрязнителями окружающей среды, проектом предусмотрены следующие решения, исключающие попадание их в окружающую среду:
- доставка ГСМ на буровую должна осуществляться спецтранспортом или в герметичных емкостях с последующей закачкой на склад ГСМ. В специальном журнале должен вестись учет прихода и расхода всех видов ГСМ, в том числе отработанных масел;
- хранение ГСМ на буровой должно осуществляться в специально оборудованных и герметично обвязанных блоках емкостей. После монтажа вокруг блока емкостей ГСМ производится обваловка грунтов высотой не менее 1 метра;
- в процессе испытания обеспечить герметичность всех коммуникаций.
К у р с о в О Й П р о Е К т
на тему:
Заканчивание
нагнетательных наклонно-направленных скважин на пласт АС4-8
Федоровского месторождения
по дисциплине: Заканчивание скважин
Выполнил: ст.гр.БНГС-03-2
Каменских Анатолий
Проверил: доц.Долгих Л.Н.
Пермь 2007г.
Содержание
|
|
| СТР.
| | 1.
| Введение.
|
| | 2.
| Исходные данные для составления проекта.
|
| | 3.
| Обоснование и проектирование конструкции скважин.
|
| | 4.
| Выбор материалов для цементирования скважин.
|
| | 5.
| Расчет обсадных колонн на прочность.
|
| | 6.
| Обоснование технологической оснастки.
|
| | 7.
| Подготовка ствола скважины и обсадных труб к спуску.
|
| | 8.
| Обоснование способа цементирования. Расчет технико-технологических параметров процесса цементирования.
|
| | 9.
| Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора.
|
| | 10.
| Обоснование числа смесительных машин и цементировочных агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов.
|
| | 11.
| Определение времени цементирования.
|
| | 12.
| Разработка технологической системы обвязки цементировочной техники.
|
| | 13.
| Обоснование способа контроля качества цементирования.
|
| | 14.
| Технико-технологическое направление по обеспечению качества строительства кондукторов.
|
| | 15.
| Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники безопасности.
|
| | 16.
| Список использованных источников.
|
|
1. Введение
В административном отношении Федоровское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В непосредственной близости от месторождения проходят нефтепроводы Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск.
Площадь работ представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно залесенную равнину с массой озер в западной части. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +68 до +89 м. По восточной части месторождения протекает река Тромъеган с притоками: рр. Савуйпоу, Вачингурипъягун, Яккунурий, Эгутьягун, Моховая, Имиягун. В западной части выделяются озера: Пильтанлор, Мяуткутлор, Кытьлор, Унтерлор, Мытльлор, Савуйнеутлор и др. Глубина промерзания мелких рек и озер составляет 0.3-0.5 м. Восточная часть участка залесена на 75%. Болота непроходимые, замерзают лишь к концу января. Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и проток. Климат района работ резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткими весной и осенью. Среднегодовая температура низкая и колеблется около +30С. Наиболее высокая температура летом достигает +300С. Зимой температура падает до –500С. Количество осадков достигает 400 мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май-август. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Толщина снегового покрова в лесах достигает 2 м. Грунт промерзает до 1.5 м, на болотах до 0.2-0.4 м. Район относится к слабо населенным пунктам. Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности развита слабо и представлена бетонной дорогой от г. Сургута до г. Нижневартовска и г. Нефтеюганска, а также от г. Сургута до Федоровского месторождения. Железная дорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, г. Нижневартовском и г. Уренгоем. ОАО «Сургутнефтегаз» - крупнейшая нефтегазодобывающая организация в Сургутском районе, включающая 57 структурных подразделений, в комплексе выполняющих все виды работ и услуг, необходимых для поисков, разведки, добычи, транспортировки и переработки нефти и газа на территории Сургутского района.
Таблица 0.1. Краткие сведения о районе работ.
| Наименование
| Значение (текст, название, величина)
| |
|
| | 1 Наименование площади (месторождения)
| Федоровское
| | 2. Административное положение:
республика
область (край, округ)
район
|
Российская Федерация
Тюменская (ХМАО)
Сургутский
| | 2. Номер скважины
|
| | 3. Год ввода площади в эксплуатацию
|
| | 2 Температура воздуха, 0С
– среднегодовая
– максимальная летняя
– минимальная зимняя
|
+3
+30
–50
| | 3 Среднегодовое количество осадков, м
| 0,4
| | 4 Максимальная глубина промерзания грунта, м
| 1,5
| | 5 Продолжительность отопительного периода в году, сут.
|
| | 6 Преобладающее направление ветра
| Зимой юго-западный, западный; летом северный, северо-восточный
| | 7 Наибольшая скорость ветра, м/с
|
| | 8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях:
|
| | – рельеф местности
| Слабо пересеченная, сильно заболоченная, неравномерно залесенная равнина с массой озер в западной части. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +68 до +89 м
| | – состояние грунта
| Многолетнемерзлые породы отсутствуют; торфяно-болотные, пески, суглинки, глины
| | – толщина снежного покрова, м
| До 2
|
Продолжение таблицы 0.1.
| – характер растительного покрова
| смешанный лес с преобладанием хвойных деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и проток
|
2. Исходные данные для составления проекта.
Таблица 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
| Стратиграфическое подразделение
| Глубина залегания по вертикали (по стволу), м
| Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и др.)
| | Индекс
| Название
| От (кровля)
| До (подошва)
| | Q
| Четвертичные отложения
|
|
| Пески, торфяники, суглинки, супески.
| | P2/3
| Новомихайловская свита
|
| 188 (190)
| Переслаивание песков, глин, пески серые, с/з, м/з, глины серые, зеленовато-серые.
| | P1/3
| Атлымская свита
| 188 (190)
| 280 (283)
| Пески серые с/з, м/з, глины серые, зеленовато-серые, алевритистые.
| | Р1/3 - P3/2
| Чеганская свита
| 280 (283)
| 441 (447)
| Глины светло- зеленые, сидеритизированные с включениями пирита, с прослоями алевролита и известняка.
| | Р2/2
| Люлинворская свита
| 441 (447)
| 651 (661)
| Глины зеленовато-серые до темных с прослоями алевролита, включениями глауконита.
| | P1
| Талицкая свита
| 651 (661)
| 751 (762)
| Глины темно-серые, однородные, местами алевритистые с присыпками глауконита.
| | К2
| Ганькинская свита
| 751 (762)
| 839 (854)
| Глины серые, зеленовато-серые с мелкораковистым изломом.
| | K2
| Березовская свита
| 839 (854)
| 950 (966)
| Глины серые с голубовато-зеленым оттенком, однородные, слабоопоковидные.
| | K2
| Кузнецовская свита
| 950 (966)
| 970 (987)
| Глины серые до темно-серых, массивные.
| | К2+К1
| Покурская свита
| 970 (987)
| 1740 (1797)
| Чередование песков с/з, м/з, песчаников серых, глин и алевролитов с прослоями известняков.
| | K1
| Алымская свита
| 1740 (1797)
| 1878 (1943)
| Аргиллиты серые, зеленовато-серые с тонкими прослоями алевролитов серых.
| | K1
| Вартовская свита
| 1878 (1943)
| 1988 (2058)
| Переслаивание газо- нефтенасыщенных песчаников, аргиллитов и алевролитов, аргиллиты темно-серые и серые с прослоями алевролитов.
|
Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу.
Таблица 1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
| Глубина залегания, м
| Плотность, кг/м3
| Пористость,
%
| Проницаемость, мкм2
| Глинистость,
%
| Карбонатность,
%
| Соленость,
%
| Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)
| Сплош-ность породы
| | От (кровля)
| До (подо-шва)
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
|
|
30-35
30-35
30-35
20-29
25-26
| -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,40-0,60
0,532
| 15-20
15-20
15-20
20-50
20-50
95-100
95-100
95-100
95-100
40-60
20-30
15-18
|
0-2
0-2
0-2
0-2
0-2
0-2
12-15
11-15
| 0-1
0-1
0-1
0-1
0-1
Не выраж.
Отс.
-”-
-”-
-”-
-”-
-”-
| МС
МС
МС
М
М
МС
М
М
М
С
МС
С
| -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
|
Окончание таблицы 1.2.
| Коэффици-ент кавернозно-сти в интервале
| Твердость по штампу, МПа
| Расслоенность породы
| Категория абразивности
| Коэффициент Пуассона
| Модуль Юнга, Па
| |
|
|
|
|
|
| | 1,3
1,3
1,3
1,3
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
1,25
| 180-210
180-260
320-400
320-400
340-400
590-640
590-640
600-790
750-950
750-950
910-1040
910-1040
| -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
| 6-7
6-7
6-7
4-5
3-4
6-8
4-5
6-8
|
0,257
0,269
0,272
0,273
0,285
0,289
0,293
0,296
0,298
| 5-6
5-6
5-6
4-16
4-23
9-290
9-290
9-290
9-290
9-290
23-310
23-310
|
Таблица 1.3. Нефтеносность
| Индекс стра-тиграфичес-кого подразделе-ния
| Интервал, м
| Тип коллек-тора
| Плотность, кг/м3
| Подвиж-ность, мкм2/Па×с
| Содержание,
% по весу
| Свобод-ный дебит, м3/сут
| | от
(кровля)
| до
(подошва)
| в пласто-вых условиях
| после дегаза-ции
| серы
| парафина
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| | К1(АС4-8)
|
|
| Поровый
|
|
| 0,100
| 1,07-1,18
| 2,3-2,9
|
|
Окончание таблицы 1.3.
| Параметры растворенного газа
| | газовый фактор, м3/м3
| содержание, %
| относительная по воздуху плотность газа
| коэффициент сжимаемости
| давление насыщения в пластовых условиях, МПа
| | сероводорода
| углекислого газа
| |
|
|
|
|
|
| |
| -
| -
| 0,90
| 0,69
| 13,8
|
Таблица 1.4. Водоносность
| Индекс страти-графичес-кого подразделе-ния
| Интервал, м
| Тип кол-лек-тора
| Плот-ность, кг/м3
| Свобод-ный
дебит, м3/сут
| Фазовая проницаемость,
10-3мкм2
| Химический состав воды в мг-эквивалентной форме
| | от
(кров-ля)
| до
(подо-шва)
| анионы
| катионы
| | Cl-
| SO4--
| HCO3-
| Na+
| Mg+
| Ca++
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
К2-К1
|
|
| Поров.
|
| ДО 2000
|
0,43
|
98,1
|
-
|
2,0
|
90,1
|
2,6
|
16,0-21,0
|
Окончание таблицы 1.4.
| Степень минерализации,
мг-экв/л
| Тип воды по Сулину
| Относится к источнику
питьевой воды
(да, нет)
| |
|
|
| | 16,0-21,0
| ХЛН – Хлоридно-натриевый
| Нет
|
Таблица 1.5. Осыпи и обвалы стенок скважины
| Индекс стратиграфического подразделения
| Интервал, м
| Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнения, сутки
| Проработка интервала этого осложнения
| Условия возникновения
| | | от
(кров-ля)
| до
(подо-шва)
| | | мощ-ность, м
| скорость,
м/ч
| | |
|
|
|
|
|
|
| | |
Q – P1
|
Интенсивное
0-651
|
|
|
-
| Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на симптомы осложнений
| |
Таблица 1.6. Нефтегазоводопроявления
| Индекс страти-графиче-ского подра-зделе-ния
| Интервал, м
| Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конден-сат, газ)
| Длина столба газа при ликвида-ции газопро-явления, м
| Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3
| Условия возникновения
| Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водо отдачи и т.д.)
| | от
(кров-ля)
| до
(подо-шва)
| внутрен-него
| наруж-ного
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
К1(АС4-8)
|
|
|
Нефть
| -
| Плотность смеси
равна плотности нефти
| Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора, превышение скорости СПО
|
Перелив раствора на устье
|
Таблица 1.7. Прочие возможные осложнения
| Индекс стратиграфичес-кого подразделения
| Интервал, м
| Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование
| Характеристика (параметры) осложнения и возникновения
| | от
(кровля)
| до
(подошва)
| |
|
|
|
|
| | K2+K1
|
|
| Обильные водопроявления
| Разбавление агрессивными пластовыми водами
|
Таблица 1.8. Исходные данные для выполнения курсового проекта.
| Интервал, м
| Вид насыщающего флюида
| Характер возможного осложнения
| Пластовое давление, МПа
| Пластовая температура, ◦С
| Давление гидроразрыва, МПа
| Параметры применяемой промывочной жидкости (ρ, Т, В, СНС)
| Эксплуатационный горизонт
| Способ эксплуатации
| Ожидаемая приемистость пласта, м3/сут
| Наибольшее избыточное давление на устье в эксплуатационной колонне после освоения скважины, МПа
| | от
| до
| |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| |
|
(661)
| Вода
| Обвалы и сужения ствола скважины
| 6,51
| 19,5
| 13,02
| ρ=1160-1180 кг/м3;
Τ=40-45с;
В=5-6;
СНС=15/25
| -
| -
| -
|
| | 651 (661)
| 970 (987)
| Вода
|
| 9,7
|
| 16,44
| ρ=1000-1060 кг/м3; Τ=15-20с; В=8-10; СНС=0-5/
0-10
| -
| -
| -
| -
| | 970 (987)
| 1740 (1797)
| Вода
| Водопро-явления
| 17,66
|
| 29,55
| ρ=1080-1140 кг/м3; Τ=20-23с;
В=6-8;
СНС=0-5/ 10-15
| -
| -
| -
| -
| | 1740 (1797)
| 1878 (1943)
| Вода
|
| 19,06
|
| 30,05
| ρ=1140-1160 кг/м3; Τ=23-25с;
В=4-6;
СНС=5-10 / 10-15
| -
| -
| -
| -
| | 1878 (1943)
| 1988 (2058)
| Нефть
| Нефтепро-явления
| 19,88
|
| 31,81
| ρ=1140-1160 кг/м3;
Τ=23-25с;
В=4-6;
СНС=5-10 / 10-15
| АС4-8
| Нагне-тание
|
| -
| Примечание: в скобках дана глубина скважины по стволу
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|
