Производственнная практика на Федоровском месторождении. Отчет по результатам прохождения
Скачать 7.33 Mb.
|
100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от едениц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового. |
Показатели | Пласты | ||||||||
АС4 | АС5-6 | АС7-8 | АС9 | БС1 | БС2 | БС101 | БС10 | ||
Год открытия | | | | 1971 г. | | | | | |
Тип залежи | | | Пластовые | сводные | | | | | |
Тип коллектора | | | Терригенные | | | | | | |
Возраст отложений | Мел.(вартовская свита) | Мел.(мегионская свита) | |||||||
Глубина залегания, м средняя абсолютная отметка кровли пласта | 1775 | 1807 | 1825-1837 | 1842-1853 | 1950-1975 | 1955-1975 | 2160-2170 | 2220 | |
Площадь нефтеносности ,км 2 | 300,3 | 875,7 | 49,2 | 38,0 | 202,6 | 36,1 | 164,3 | 850,7 | |
Нефтенасыщенная толщина пласта , м | 4,3 | 5,6 | 6,3 | 4,8 | 3,7 | 4,9 | 3,1 | 10,2 | |
Нефтегазонасыщенная толщина пласта ,м | 12,0 | 20-22 | 18-20 | 16,0 | 6,0 | 16,0 | 12,0 | 40,0 | |
Пористость | 25,6 | 26,0 | 24,0 | 26,0 | 26,0 | 27,0 | 24,0 | 24,0 | |
Проницаемость ,мкм2 | 0,507 | 0,532 | 0,162 | 0,309 | 0,248 | 0,363 | 0,219 | 0,265 | |
Коэффициент нефтенасыщенности | 0,290 | 0,630 | 0,540 | 0,670 | 0,640 | 0,660 | 0,670 | 0,680 | |
Коэффициент песчанистости | 0,295-0,507 | 0,524-0,655 | 0,535-0,567 | 0,466-0,488 | 0,454- 0,600 | 0,545-0,653 | 0,336-0,608 | 0,403-0,563 | |
Коэффициент расчлененности | 1,6-2,14 | 5,7-9,5 | 5,6 | 4,1-4,6 | 1,6-2,7 | 3,98-4,3 | 2,0-2,4 | 5,0-9,7 | |
Удельная продуктивность ,10 м3 / м сут Мпа | 0,320 | 0,380 | 0,200 | 0,490 | 0,280 | 0,280 | 0,320 | 0,850 | |
Пластовое давление ,Мпа | 18,800 | 18,800 | 18,800 | 19,000 | 20,500 | 20,500 | 22,900 | 23,100 | |
Пластовая температура,oC | 56 | 58 | 58 | 58 | 59 | 62 | 67 | 68 |
Профиль скважины
Конструкция скважины:
Наименование колонны | Диаметр скважины | Наружный диаметр, мм | Внутренний диаметр, мм | Длина интервала от-до, м | Тип раствора |
Направление | 393,7 | 324 | 295 | 0-60 | Бентонитовый |
Кондуктор | 300 | 245 | 217 | 60-766 | Полимер-бентонитовый |
Экс. колонна | 220,7 | 168 | 138 | 766 -3099 | KCL-полимерный |
Хвостовик | 147 | 114 | 88 | 3099-3636 | KCL-полимерный |
Так как проектируемая скважина является кустовым, а также в связи с геологическими особенностями скважина наклонно-направленная. Проектируем четырехинтервальный тип профиля, включающий участкок вертикальный и участок набора зенитного угла при бурении под кондуктор хвостовик и эксплуатационную колонну.
Исходя из исходных данных спроектируем профильно наклонно- направленной скважины с отклонением забоя от вертикали начиная с 90 м .
Проектный тип профиля включает в себя 4 интервала:
й интервал - вертикальный участок:
Бурение под направление. 0-60 м по вертикали. Диаметр долота 393.7 мм
Диаметр ОК (наруж./внутр.) 324/295 мм
ой интервал - участок набора зенитного угла:
Бурение под кондуктор. 60-750 м по вертикали, 60-766 м по стволу; набор угла по азимуту 298°; набирается зенитный угол 18°. Диаметр долота 300 мм
Диаметр ОК (наруж./внутр.) 245/217 мм
й интервал - участок набора зенитного угла:
Бурение под эксплуатационную колонну. 750-2798 м по вертикали, 766-3099 м по стволу; уменьшение угла по азимуту до 160°, зенитный угол 74°. Диаметр долота 220,7 мм
Диаметр ОК (наруж./внутр.) 168/138 мм
й интервал - участок добора зенитного угла:
Бурение под эксплуатационную колонну (хвостовик). 2798-2837 м по вертикали, 3099-3635 м по стволу; зенитный угол 88,39°. Диаметр долота 146 мм
Диаметр ОК (наруж./внутр.) 114/88 мм
Рисунок 5 – Гидравлические расчеты при бурении
Рисунок 6 - Программа проводки скважины