Заканчивание скважин на примере ООО "Лукойл-Бурение" (стр. 1 из 7)

ВВЕДЕНИЕ

Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.

Материалом для этого курсового проекта послужили данные производственной практики, пройденной летом 2002 года в ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение». Районом деятельности предприятия является площадь в районе города Когалым Ханты-Мансийского АО.

В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны.

Скважина по назначению является экспуатационной, вскрыт продуктивный горизонт,.расположенный в Мегионской свите(2505-2535 м).

Отдельная глава посвящена мероприятиям по технике безопасности и охране окружающей сред при заканчивании и при всем цикле строительства скважин. В проекте также приведена специальная часть, посвященная проблеме анализа качества крепления скважин.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ часть

Таблица 1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Коэффициент кавернозности в интервале

От

(верх)

До

(низ)

Название Индекс
0 40 Четвертичные отложения Q 1,50
40 100 Неогеновые отложения N 1,50
100 180 Туртасская свита P3 /trt 1,50
180 250 Новомихайловская свита P3 /nm 1,50
250 296 Атлымская свита P3 /atl 1,50
296 430 Тавдинская свита P2-3 /tv 1,50
430 670 Люлинворская свита P2 /llv 1,50
670 750 Талицкая свита P1 /tl 1,30
750 875 Ганькинская свита К2 /gn 1,30
875 1020 Березовская свита К2 /br 1.30
1020 1050 Кузнецовская свита К2 /kz 1,30
1050 1850 Покурская свита К1-2 /pkr 1,30
1850 1950 Алымская свита К1 /alm 1,30
1950 2340 Вартовская свита К1 /vrt 1,30
2340 2570 Мегионская свита К1 /mg 1,30

Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс Интервал, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п)
От (верх)

До

(низ)

Q 0 40 Пески кварцевые желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, присутствуют остатки растительности
N 40 100 Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые
P3 /trt 100 180 Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей
P3 /nm 180 250 Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков
P3 /atl 250 296 Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей
P2-3 /tv 296 430 Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков
Р2 /llv 430 670 В верхней части-глины светло-зеленые, плотные, листоватые. В нижней части-опоки и опоковидные глины серого цвета
Р1 /tl 670 750 Глины темно-серые до черных, алевролитистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевролитов
K2 /gn 750 875 Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоями мергелей
K2 /br 875 1020 Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит
К2 /kz 1020 1050 Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные
К1-2 /pkr 1050 1850 Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых
К1 /alm 1850 1950 Верхняя подсвита: аргиллиты темно-серые, слабослюдистые, тонкоотмученные с редкими прослоями песчаников. Нижняя подсвита: глины серые аргиллитистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1 /vrt 1950 2340 Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алевритистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1 /mg 2340 2570 В верхней части-аргиллиты темно-серые слюдистые, от тонкоотмученных до алевритистых с прослоями песчаников. В нижней части - песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, известковые, крепкие

Таблица 3. Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Фазовая проницаемость, мкм2 Минерализация, г/л
От До
Q 0 40 Грануляр 1000 >100 <1,0
P3 atl-nm 180 296 Грануляр 1000 >100 <1,0
К1-2 pkr 1050 1850 Грануляр 1014 >100 18-22
K1 mg 2420 2435 Грануляр 1014 >100 19-23

Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения Интервал, м Градиент давления Пластовые
Пластового Гидроразрыва Горного Темпе-ратуры, о С
От До кгс/см2 кгс/см2 кгс/см2
От До От До От До
Q + N 0 100 0,100 0,100 0,0 0,2 0 0,190 3
P3 trt 100 180 0,100 0,100 0,2 0,198 0,190 0,190 0
P3 nm 180 250 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 5
P3 atl 250 296 0,100 0,100 0,198 0,198 0,190 0,190 8
P2-3 tv 296 430 0,100 0,100 0,198 0,196 0,190 0,190 10
P2 llv 430 670 0,100 0,100 0,196 0,194 0,200 0,200 15
P1 tl 670 750 0,100 0,100 0,194 0,192 0,210 0,210 20
K2 gn 750 875 0,100 0,100 0,192 0,19 0,210 0,210 30
K2 br 875 1020 0,100 0,100 0,19 0,188 0,215 0,215 35
K2 kz 1020 1050 0,100 0,100 0,188 0,186 0,220 0,220 50
K1-2 pkr 1050 1850 0,100 0,100 0,186 0,18 0,230 0,230 58
K1 alm 1850 1950 0,100 0,100 0,18 0,177 0,230 0,230 65
K1 vrt 1950 2340 0,100 0,100 0,177 0,177 0,230 0,230 75
K1 mg 2340 2570 0,100 0,100 0,177 0,177 0,230 0,230 83

Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.

Индексстратиграфического подразделения Пласт Интервал, м Тип коллектора Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти в пл. усл.МПа*с Содержание серы, % по весу Содержание парафина, % по весу Параметры растворенного газа
От (верх) До (низ) В пласт. условиях После дегазации Газовый фактор, м3 Содержание углекислого газа, % Относительная плотность газа, г/см3 Давление насыщения в пл. усл., МПа
K1 mg БС10 2500 2520 Пор. 0,79 0,87 0,55 0,7 2,2 56 0,15 737 11,6
K1 mg БС11 2550 2560 Пор. 0,76 0,87 0,52 0,7 1,7 54 0,16 733 10,1

Таблица №6

Типы и параметры буровых растворов

Ттип раствора Интервал, м Параметры бурового раствора
От (верх) До (низ) Плотность, г/см3 УВ, с ПФ, см3 /30 мин СНС, мгс/см2 через, мин. Корка, мм Содержание твердой фазы, % РН Минерализация, г/л Пластич. вязкость, П/с ДНС, мгс/см2
1 10 Коллоидной (активной) части Песка Всего
Глинистый 0 50 1,16-1,18 45-60 <9 20-30 35-40 < 2,0 6-7 3 9-10 8-9 0,2 0,2-0,3 18-20
Глинистый 50 738 1,16-1,18 40-60 <9 15-25 35-40 < 2,0 6-7 2 8-9 8-9 0,2 0,2-0,3 17-20
Глинистый 738 1109 1,07-1,10 18-22 <8 1-3 4-9 < 1,5 2-3 < 1 4-7 7-8 2-3 <0,1 10-15
Глинитый 1109 2340 1,10-1,14 22-25 <6 3-5 5-10 <1,5 2-3 <1 3-5 7-8 2-3 <0,1 12-15
Малоглинистый 2340 2575 1,08-1,10 20-25 <5 3-5 5-15 0,5 <2 <1 <3 7-9 - Как можнониже 8-9

2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.

Похожие статьи