Характеристика газонефтеводоносности по разрезу скважины

 

Характеристика водоносности приведена в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Водоносность

Интервалы залегания, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Свободный дебит, м3/сут
от	до
		поровый	1, 0008	0, 9
		поровый	1, 0003	0, 07
		поровый	1, 01	2500- 4000

 

Из таблицы видно, что разрез представлен тремя водоносными коллекторами.

Воды комплекса используются для питьевого водоснабжения и технологических нужд при строительстве скважины.

Характеристика нефтеносности приведена в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Нефтеносность

Интервалы залегания, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Свободный дебит, м3/сут	Газовый фактор, м3/т
от	до
		поровый	0, 796	от 1000 - до 1500
		поровый	0, 775
		поровый	0, 788

Проектируется раздельная эксплуатация пластов К₁(АС₁₀), К₁(АС₁₁) и К₁(АС₁₂), начиная с пласта К₁(АС₁₂)

 

Ожидаемые осложнения и их характеристика

 

Осложнения и их характеристика представлены в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Ожидаемые осложнения и их характеристика

 

Интервалы залегания, м	Вид осложнения	Характер возможных осложнений
от	до
		Осыпи и обвалы стенок скважины	интенсивные
		слабые

 

Продолжение таблицы 1.8

			Интенсивные
		Нефтеводопроявления	вода, ρ = 1, 01 г/см3
		нефть, ρ = 0, 796 г/см3
		нефть, ρ = 0, 775 г/см3
		нефть, ρ = 0, 788 г/см3
		Прихватоопасные зоны
		Поглощение бурового раствора	Максимальная интенсивность поглощения до 5, 0 м3 / час
		Разжижение бурового раствора
		Сужение ствола скважины

 

Осложнения, описанные в таблице 1.8 являются типичными для данных горных пород.

 

Исследовательские работы

Испытание (опробование) в процессе бурения проектом не предусматривается. Исследовательские работы не планируются.Отбор керна, шлама и грунтов не предусматривается.

Геофизические исследования представлены в геолого-техническом наряде.

 

 

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Выбор способа бурения

Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

Исходные данные:

Глубина скважины по вертикали.…………..….………….2700 м

Забойная температура………………….….…..……………97, 2 ^°С

Диаметр долота………………….…………………………> 190 мм

Профиль ствола скважины………………….. наклонно – направленный.

На основании исходных данных и рекомендаций, приведенных в таблице 4.1 [1] для проводки проектируемой скважины наиболее подходящими является бурение гидравлическим забойным двигателем.

Вскрытие продуктивного пласта производится винтовым забойным двигателем (ВЗД).

Проектирование профиля и конструкции скважины

Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

На основании анализа фактических профилей скважин, ранее пробуренных на данном месторождении, проектируется пятиинтервальный профиль скважины.

Пятиинтервальный тип профиля включает:

- вертикальный участок;

- участок набора зенитного угла;

- участок стабилизации зенитного угла;

- участок уменьшения зенитного угла;

- вертикальный участок.

Исходные данные: глубина по вертикали h = 2700 м, отход S = 1000 м, длина верхнего вертикального участка H₁ = 100 м, радиусы кривизны R₂ = 573 м и R₄ = 2292 м на участках набора и уменьшения зенитного угла, длина пятого вертикального участка H₅ = 350 м. Т.к. H₅=h-H_н где h – глубина скважины, м H_н - начало интервала установки УЭЦН, м.

H₅ =2700 – 2350 = 350 м.

В приведенных ниже формулах приняты следующие условные обозначения:

h – глубина скважины по вертикали, м;

S – общий отход скважины (смещение), м;

Н_i – вертикальная проекция i-го интервала, м;

S_i– горизонтальная проекция i-го интервала, м;

L_i– длина i-го интервала, м;

R_i – радиус кривизны i-го интервала, м;

Q_i – зенитный угол скважины в конце i-го интервала, град;

L – глубина скважины по стволу, м.

Определяются промежуточные параметры R₀ и H:

R₀ = R₂ + R₄;

H = h - H₁ - H₅;

R₀ = 573 + 2292 = 2865 м;

H = 2700 – 100 – 350 = 2250 м;

Параметры второго интервала определяются по формулам:

Θ ₂ = arcsin [(R₀× H – (R₀ – S)× {H² – S× (2× R₀ – S))}^{0, 5}/ {H² + R₀² – S× (2× R₀ – S)}] = arcsin [2865× 2250 – (2865 – 1000)× {2250² – 1000× (2× 2865 – 1000)}^{0, 5}/ {2250² + 2865² – 1000× (2× 2865 – 1000)] = arcsin [(2865× 2250 – 1865× 332500^{0, 5})/8540725] = arcsin(5730891/8540725) = arcsin(0, 629) = 38, 98⁰ = 39⁰;

l₂ = 0, 01745× R₂× Q₂;

l₂ = 0, 01745× 573× 39 = 389, 96 м;

Н₂ = R₂ × SinQ₂;

Н₂ = 573× Sin39⁰ = 360, 6 м;

S₂ = R₂× (1 - CosQ₂);

S₂ = 573× (1 – Cos 39⁰) = 127, 7 м;

Параметры третьего участка определяем по формуле:

Н₃ = h - H₁ - H₅ – (R₂ + R₄)× SinQ₂;

Н₃ = 2250 – 2865× Sin39⁰ = 447 м;

l₃ = Н₃/ CosQ₂;

l₃ = 447/ Cos 39⁰ = 575, 18 м;

S₃ = Н₃× tgQ₂;

S₃ = 447× tg 39⁰ = 361, 97 м;

Параметры четвертого интервала определяем по формулам:

l₄ = 0, 01745 × R₄ × Q₂;

l₄ = 0, 01745 × 2292× 39 = 1559, 82 м;

S₄ = R₄ × (1 - CosQ₂);

S₄ = 2292× (1 – Cos39⁰) = 510, 78 м;

Н₄ = R₄ × SinQ₂;

Н₄ = 2292× Sin39⁰ = 1442, 4 м;

Общую длину скважины можно определить по формуле:

L = H₁ + l₂ + l₃ + l₄ + Н₅;

L = 100 + 389, 96 + 575, 18 + 1559, 82 + 350 = 2975 м;

Общую глубину скважины можно определить по формуле:

h = H₁+ Н₂ + Н₃ + Н₄ +H₅;

h = 100 + 360, 6 + 447 + 1442, 4 + 350 = 2700 м;

Общий отход (смещение) составит:

S = S₂ + S₃ + S₄; S =127, 7 + 361, 97 + 510, 78 = 1000, 45 м.

Рисунок 2.1 - Пятиинтервальный профиль

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. Анализ решения задачи нахождения коэффициента фильтрационного сопротивления, обусловленного несовершенством скважины по степени вскрытия, по приближенным формулам
2. Выбор гидравлической программы промывки скважины
3. Гидравлическая программа промывки скважины
4. Основы подъема газожидкостной смеси из забоя скважины.
5. Поток от нагнетательной скважины к эксплуатационной
6. Прихват в результате нестабильности стенок скважины. Пластичные породы
7. Проектирование процессов освоения скважины
8. Технологический режим цементирования скважины