Заканчивание скважин на примере ООО Лукойл-Бурение
Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.
|
Индекс стратиграфического 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/т |
Содержание углекислого газа, % |
Относительная плотность газа, г/см3 |
Давление насыщения в пл. усл., МПа | ||||||
|
K1mg |
БС10 |
2500 |
2520 |
Пор. |
0,79 |
0,87 |
0,55 |
0,7 |
2,2 |
56 |
0,15 |
737 |
11,6 |
|
K1mg |
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 можно ниже |
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.
Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.
(1)
где РПЛ - пластовое давление;
РПЛ = gradРПЛ×Z; (2)
rВ-плотность воды;
Нi- текущая глубина скважины.
Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Итона:
(3)
где m - коэффициент Пуассона;
Кг-индекс геостатического давления.
Кг рассчитывается по формулам (1) и (2).
Результаты расчетов приведены в табл. 7.
Таблица №7
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
РПЛ, МПа |
РПОГЛ, МПа |
Ка |
m |
Кп | |||||||
|
От |
До |
От |
До |
От |
До |
От |
До |
От |
До |
От |
До | ||
|
Q + N |
0 |
100 |
0 |
1 |
0 |
1,74 |
1,02 |
1,02 |
0,45 |
0,45 |
1,77 |
1,77 | |
|
P3trt |
100 |
180 |
1 |
1,8 |
1,74 |
3,13 |
1,02 |
1,02 |
0,45 |
0,45 |
1,77 |
1,77 | |
|
P3nm |
180 |
250 |
1,8 |
2,5 |
3,13 |
4,34 |
1,02 |
1,02 |
0,45 |
0,45 |
1,77 |
1,77 | |
|
P3atl |
250 |
296 |
2,5 |
2,96 |
4,34 |
5,05 |
1,02 |
1,02 |
0,44 |
0,44 |
1,74 |
1,74 | |
|
P2-3tv |
296 |
430 |
2,96 |
4,3 |
5,05 |
7,22 |
1,02 |
1,02 |
0,43 |
0,43 |
1,71 |
1,71 | |
|
P2llv |
430 |
670 |
4,3 |
6,7 |
7,22 |
11,55 |
1,02 |
1,02 |
0,42 |
0,42 |
1,76 |
1,76 | |
|
P1tl |
670 |
750 |
6,7 |
7,5 |
11,55 |
12,35 |
1,02 |
1,02 |
0,37 |
0,37 |
1,68 |
1,68 | |
|
K2gn |
750 |
875 |
7,5 |
8,75 |
12,35 |
14,17 |
1,02 |
1,02 |
0,36 |
0,36 |
1,65 |
1,65 | |
|
K2br |
875 |
1020 |
8,75 |
10,2 |
14,17 |
16,25 |
1,02 |
1,02 |
0,34 |
0,34 |
1,62 |
1,62 | |
|
K2kz |
1020 |
1050 |
10,2 |
10,5 |
16,25 |
16,71 |
1,02 |
1,02 |
0,33 |
0,33 |
1,62 |
1,62 | |
|
K1-2pkr |
1050 |
1850 |
10,5 |
18,5 |
16,71 |
30,35 |
1,02 |
1,02 |
0,33 |
0,33 |
1,67 |
1,67 | |
|
K1alm |
1850 |
1950 |
18,5 |
19,5 |
30,35 |
30,37 |
1,02 |
1,02 |
0,3 |
0,3 |
1,59 |
1,59 | |
|
K1vrt |
1950 |
2340 |
19,5 |
23,4 |
30,37 |
36,45 |
1,02 |
1,02 |
0,3 |
0,3 |
1,59 |
1,59 | |
|
K1mg |
2340 |
2570 |
23,4 |
25,7 |
36,45 |
40,03 |
1,02 |
1,02 |
0,3 |
0,3 |
1,59 |
1,59 | |
