25082 (Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"), страница 2
Описание файла
Документ из архива "Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "геология" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "геология" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "25082"
Текст 2 страницы из документа "25082"
1.4. Нефтегазоносность
| Индекс пласта | Интервал, м | Тип флюида | Относительная плотность газа по воздуху | Средний дебит, тыс. м3/сут | Температура в пласте, єС | |||||
| От (верх) | До (низ) | |||||||||
| К 1-2 рК | 1165 | 1250 | газ | 0,56 | 580 | 31 | ||||
Таблица 1.5
1.5. Характеристика вскрываемых пластов
| Индекс пласта | Интервал, м | Тип коллектора | Тип флюида | Пористость, % | Проницаемость, мДа | Коэф. Газоконденсатонефте насыщенности | Пластовое давление, МПа | Коэф. Анамальности | ||||||||
| От (верх) | До (низ) | |||||||||||||||
| К 1-2 рК | 1165 | 1250 | Поровый | Газ | 25…30 | 100...500 | 0,6…0,7 | 9,0 | 0,8 | |||||||
Таблица 1.6
1.6. Водоносность
| Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, кг/см3 | Дебит, м3/сут | Тип воды по составу | Минерализация, мг-экв/л | Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) | |
| От (верх) | До (низ) | ||||||
| 0 | 160 | Поровый | 998 | 192…1728 | Гидрокарбонатно-натриевые | 0,25…2,6 | Да |
| 160 | 580 | Поровый | При опробировании притока не получено | ||||
| 580 | 1131 | Поровый | Региональный водоупор | ||||
| 1131 | 1300 | Поровый | Региональный водоупор | ||||
Таблица 1.7
1.7. Градиенты давления по разрезу
| Интервал, м | Градиенты | |||||
| От (верх) | До (низ) | Гидроразрыва пород, Мпа/м | Горного давление, Мпа/м | Геотермический ◦С/10м | ||
| 0 | 90 | 0,02 | 0,02 | – | ||
| 90 | 120 | 0,02 | 0,02 | – | ||
| 120 | 180 | 0,0174 | 0,019 | – | ||
| 180 | 320 | 0,0174 | 0,019 | – | ||
| 320 | 580 | 0,0174-0,0162 | 0,021 | – | ||
| 580 | 855 | 0,0176 | 0,021 | 0,017 | ||
| 855 | 1131 | 0,0176 | 0,02 | 0,024 | ||
| 1131 | 1165 | 0,0178 | 0,022 | 0,025 | ||
| 1165 | 1250 | 0,0162 | 0,022 | 0,025 | ||
| 1250 | 1300 | 0,0162 | 0,022 | 0,025 | ||
Таблица 1.8
1.8. Возможные осложнения при бурении
| Интервал, м | Вид, характеристика осложнения | Условия возникновения осложнений | |||
| От (верх) | До (низ) | ||||
| 0 | 350 | Размывы и обвалы стенок скважины, интенсивные кавернообразования | При длительной остановке в процессе бурения, плохом качестве бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе) | ||
| 350 | 550 | Прихват обсадной колонны | При несоответствующей подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны. Низкое качество бурового раствора | ||
| 550 | 1300 | Прихват и затяжки бурильного инструмента, обвалы стенок скважины. Газопроявления | При плохом качестве бурового раствора (высокая плотность, высокий коэффициент трения глинистой корки). Оставление бурового инструмента без движения более 5 мин. При снижение противодавления на газонасыщеный пласт во время СПО, бурения и др. | ||
Таблица 2.9
2.9 Комплекс геофизических исследований
| Наименование | Вертикальная скважина | |
| Масштаб | Интервал | |
| Кондуктор | ||
| ||
| – Стандартный каротаж (А2М0,5N) | 1:500 | 0…550 |
| – Кавернометрия | 1:500 | 0…550 |
| – РК (ГК +НГК) | 1:500 | 0…550 |
| – Инклинометрия | ч/з 25м | 0…550 |
| ||
| – АКЦ | 1:500 | 0…550 |
| – ГГК-Ц | 1:500 | 0…550 |
| Эксплуатационная колонна | ||
| 1:500 | 550…1300 |
| – Стандартный каротаж (потенциал зонд + ПС, градиент зонд l=4,0м) | 1:200 | 1150…1300 |
| – Микрозондирование | 1:200 | 1150…1300 |
| – БКЗ (4 зонда) | 1:200 | 1150…1300 |
| – Боковой каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
| – Индукционный каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
| – Акустический каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
| – ГГК-П | 1:200 | 1150…1300 |
| – Кавернометрия | 1:200 | 1150…1300 |
| – Резистивеметрия | 1:200 | 1150…1300 |
| – РК (ГК, НКТ) | 1:200 | 1150…1300 |
| ||
| – АКЦ | 1:500 | 0…1300 |
| – ГГК-Ц | 1:500 | 0…1300 |
2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
2.1 Проектирование конструкции скважины
2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта
Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов.
Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Рс несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления 
. Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор.
Отсюда следует, что необходимо поддерживать как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу.
Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов.
Условная вязкость раствора 25 –30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5-6 см3/30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2.
Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК – 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр.
2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска
Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.
Расчет коэффициента анамальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр
; 
.
При Н=180м
=0,84 
=2,32
При Н=550м
=0,78 
=2,51
При Н=1115м
=0,75 
=2,34
