Курсовая работа: Гидродинамические методы исследования скважин на Приразломном месторождении

Р1у. з=239,00 lg1у. з= 0,000

Р2у. з = 224,00 Lg2у. з=0,260 I у. л=57,692

Р1зоп-217,00 Lg1озп=0,410

Р2озп=211,00 lg2озп=0,930 iозп=11,538

Результаты данных КИИ

гидростатическое давление по пакеровки 291,8атм.

гидростатическое давление после пакеровки 290,2атм

пластовое давление 239атм

репрессия на пласт 52,8атм

депрессия на пласт: максимальная 170,8атм

средняя 135,1атм

6. объем жидкости, поступившей в трубы 2,44м3

в т. ч. из пласта 2,22м3

7. объем подпакерного пространства 0,87м3

8. дебит общий при средней депрессии 28,8м3/сут

в том числе: за счет притока из пласта 28,8м3/сут

за счет негерметичности 0,0м3/сут

9. потенциальный дебит (придепрессии равной Рпл) 23,0м3/сут

10. возможность фонтанирования - не исключается 9,1

11. дебит свободного фонтанирования на дату испытания 2,0м3/сут

12. потенциальный дебит фонтанирования 0,88м3/сут

13. продуктивность: фактическая 0,213м3, сут/ат

14. коэффициент состояния околоствольной зоны пласта 0,4

15. скин-эффект - 3,44

16. коэффициент снижения проницаемости 0,2

17. коэффициент гидропроводности: ОЗП 5,576Д*см/спз

удаленной зоны - 1,115Д*см/спз

Заключение

При проверке испытания величина максимальной депрессии в начальный момент притока равнялась 170,8 ат. При средней депрессии 135,1ат из пласта получен приток флюида дебитом 28Ю8м3/сут, продуктивность -0,213м3/сут/ат. По данным акта в пробонакопителе 25% нефти и 75% воды. Проба нефти для анализа отобрана.

Возможность фонтанирования на исключается.

По результатам обработки КВД пластовое давление-239 атм., проницаемость околоствольной зоны пласта повышена.

Величина потенциальных гидродинамических ниже фактических.

Полный анализ нефти

Место отбора: интервал 2716-2735,4

2742-2753,6

Дата отбора: 17.11.95

Хлористые соли 172,0

Кинематическая вязкость: при 20%С 14,88ммсек

При 50%С 6,178ммсек

Плотность пикнометром 0,8586г/см3

Механические примеси 0,038%

Сера 0,84%

Начальная температура кипения 74 градусов по цельсию

4. Техническая часть

4.1 Обоснование типовой конструкции скважин

Конструкция скважины принимается в зависимости от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных отложений, а так же продуктивных характеристик пластов, подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проводки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважин. Для этого строится совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород, и гидростатического давления столба промывочной жидкости.

В таблице 4.1 приводятся данные для построения графика.

Таблица 4.1 Градиенты пластового давления и давления гидроразрыва пород

Индекс	Интервал		Градиент
стратигра- фического подразделения	от	до	пластового давления атм/м	Гидроразрыва пород атм/м
Q-P2/2	0	560	1.0	2.0
P2/2-К2	560	1030	1.0	2.0
К2-К1	1030	1985	1.01	1.7
К1 - J3-J1	1985	3060	1.02	1.6

При разработке конструкции скважин приняты во внимание следующие горно-геологические особенности разреза:

Проектная глубина скважин: 2900 - 3060м.

Многолентнемёрзлых пород в разрезе нет.

Люлинворская свита залегает в интервале 470 - 690м.

Газонасыщенных интервалов в разрезе нет.

Нефтенасыщенные интервалы залегают в интервале глубин 2350 - 3010м.

Пластовые давления по всему разрезу близки к гидростатическому.

Максимальная забойная температура - 940.

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, для предотвращения размыва устья скважины и соединения с циркуляционной системой спускается направление. Кроме того, установка направления является дополнительной мерой защиты пресных вод от загрязнения в случае недоподъёма цементного раствора до устья за кондуктором. Глубина спуска направления - 30 м. Направление цементируется до устья.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, для установки на устье противовыбросового оборудования, а так же для подвески технической колонны в скважину спускается кондуктор.

Неустойчивые пески с прослоями глин, склонные к обвалу, залегают в интервале 0-560 м. Но глубина спуска кондуктора с перекрытием этого интервала, как показывает опыт эксплуатации скважин в регионе, является недостаточной.

В случаях аварий с обсадными колоннами в нагнетательных скважинах и, как результат аварий, прорыва в интервал люлинворских глин нагнетаемых вод, глины разбухают, плывут и сминают обсадные колонны близрасположенных скважин.

Таблица4.2 - Cовмещённый график давлений при строительстве разведочных скважин на Приразломном месторождении

Глу би на м.	Давление МПа ------------------ плас - гидро- товое разрыва Рпл. Ргр		Характеристика давлений: пластового (порового) и гидроразрыва пород эквивалент градиента давлений 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0	Глубина спуска колонн, м. ------------------- диаметры колонн, мм 324 245 146	Плот- ность промы вочной жид- кости г\см3
400	Рпл. = РГИДР. .			30	1.16-1.18
800		14.2		710	710
1200	Рпл. = 1.01Ргид	17.5			1.05-1.08 1030
1600					1.08-1.12
2000		31.8	1 - 2 - 3		1700
2400	Рпл. = 1.02Ргид	37			1.12-1.14 2310
2800					1.15
3200		46.2		3060	3060

1-линия граничных значений пластовых давлений

2-линия плотности буровых растворов

3 - линия граничных значений давлений гидроразрыва пород

Достаточно часто повторяющиеся осложнения подобного рода привели к решению изменения типовой конструкции скважин. Приказом Гостехнадзора Тюменского округа Российской Федерации №31 от 04.11.92г. предписано во всех скважинах, независимо от назначения (кроме сеноманских) кондуктором перекрывать люлинворские глины.

Настоящим проектом предусматривается спуск кондуктора на глубину 20 м. ниже подошвы люлинворской свиты. Глубина спуска кондуктора определяется для каждой конкретной скважины индивидуально. Высота подъёма цемента за кондуктором - до устья.

Ввиду отсутствия факторов, осложняющих процесс бурения, конструкция скважин принимается одноколонной. Эксплуатационная колонна спускается на проектную глубину и цементируется до устья. Проектная глубина спуска колонн - на 50м. глубже подошвы последнего нефтеносного горизонта.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9