чашка. Содержание 5 1 геологический раздел 8

• Название: Содержание 5 1 геологический раздел 8
• Дата: 11.01.2020
• Размер: 0.88 Mb.
• Имя файла: чашка.doc
• Тип: Документы; #103482
• страница: 5 из 26

1.8.4 Нефтегазоводопроявления

Таблица 1.8.4.1-Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявления
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6
				При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров или при снижении давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия постоянного долива жидкости в скважину	пленка нефти
C2b	1858 (1951)	1906 (2003)	нефть
C1v1	2160 (2272)	2185 (2296)	нефть
C1t + D3fm	2185 (2296)	2316 (2340)	нефть

1.8.5 Прочие возможные осложнения

Таблица 1.8.5.1-Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5
Р2ir	611	738	Кавернообразование	При бурении с промывкой раствором, недонасыщенным по наиболее легкорастворимой соли солесодержащей части разреза
C3	1532 (1595)	1650 (1725)	Проявление пластовых вод с сероводородом	Понижение плотности бурового раствора ниже проектной на 5 %

Примечание: Здесь и далее в скобках указан интервал по стволу.

1.9 Испытание, освоение продуктивного пласта

Таблица 1.9.1-Испытание, освоение продуктивного пласта

Индекс стратиграфического подразделения	Номер объекта (снизу вверх)	Интервал залегания объекта, м		Интервал установки цементного моста, м		Тип конструкции продуктивного забоя	Тип установки для испытания (освоения)	Пласт фонтанирующий (ДА, НЕТ)	Количество режимов (штуцеров) для испытания, шт.	Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины	Опорожнение колонны при испытании
		от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)						максимальное снижение уровня, м	плотность жидкости, г/см3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Добывающие скважины
C1t+D3fm	1	2183 (2296)	2189 (2340)	-	-	цемент, колонна	передвижная	да	–	раствор – вода, вода - нефть, свабирование или азотный компрессор СДА-5/10	1455 (1510)	0,780
Нагнетательные скважины
C1t+D3fm	1	2183 (2296)	2189 (2340)	-	-	цемент, колонна	передвижная	да	–	освоение под нагнетание	1455 (1510)	0,780

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Выбор и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.,

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.

Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.

Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится с низу вверх.. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну.

.

где -диаметр муфты эксплуатационной колонны;

-зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д; Принимается 0,02 м из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения

долота по эксплуатационной колонне:

D_внк= D_{д эк}+(0,006-0,008)=0,2159+0,006=0,2219 м

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической

колонны.

Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м

Определяется диаметр долота под техническую колонну



Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.

Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м

Определяется диаметр долота под кондуктор



Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

Определяется диаметр направления.



Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под направление.

D_{д н} = d_мн+2*δ = 0,451+2*0,04=0,531 м

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,490 м.

Определяется диаметр шахтового направления.



Принимается диаметр направления 0,53 м.

Определяется диаметр шнека под шахтовое направление.

D_{д н} = d_мн+2*δ = 0,530+2*0,06=0,65 м

Принимается диаметр шнека равный 0,6 м.
0,530 м 0,426 м 0,324м 0,245м 0,168м

15 м

D_ш= 0,6 м 30 м

D_д =0,490 м

330м

D_д.=0,3937 м

921м

D_д.=0,2953 м


2340м

D_д. =0,2159 м

Рисунок 2.1.1- Конструкция скважины