Возможные осложнения по разрезу скважины
Снижение плотности и противодавления бурового раствора на стенки скважины, повышенная фильтратоотдача, неудовлетворительная ингибирующая способность раствора по отношению к глинистым породам разреза. Исходя из анализа геологических условий и опыта, ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях в следующих таблицах приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины… Читать ещё >
Возможные осложнения по разрезу скважины (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Исходя из анализа геологических условий и опыта, ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях в следующих таблицах приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины.
Они дают лишь общие представления о характере встретившихся осложнений в ранее пробуренных скважинах.
Таблица 1.2 — Нефтегазоносность.
Индекс стратиграфического подразделения. | Пласт. | Интервал залегания пласта (по вертикали), м. | Тип коллектора. | Плотность нефти, кг/м3. | Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа•с. | Средняя проницаемость пласта, мкм2. | Ожидаемое пластовое давление в объектах освоения, МПа. | Свободный дебит, м3/сут. | Параметры растворённого газа. | |||||||
от. | до. | В пластовых условиях. | В поверхностных условиях. | Газовый фактор, м3/м3. | Содержание сероводорода, %. | Содержание углекислого газа, %. | Относительная плотность газа, кг/м3. | Коэффициент сжимаемости. | Давление насыщения в пластовых условиях, МПа. | |||||||
К1аlm. | АВ1/3. | поров. | 857−863. | 1,97. | 0,296. | 17,80. | ; | 39−43. | нет. | 0,040. | 0,618. | н/св. | 8,0. | |||
K1vnd. | БВ6. | поров. | 1,94−2,21. | 0,230. | 21,40. | ; | нет. | 0,270. | 0,610. | н/св. | 7,9. | |||||
K1mg. | БВ6. | поров. | 842−0,844. | 1,41. | 0,306. | 22,40. | ; | нет. | 0,270. | 0,610. | н/св. | 10,4. | ||||
БВ10. | поров. | 1,39. | 0,128. | ; | нет. | н/св. | н/св. | н/св. | 11,6. |
Таблица 1.3 — Водоносность.
Индекс стратиграфического подразделения. | Интервал, м. | Тип коллектора. | Плотность, кг/м3. | Фазовая проницаемость, мкм2. | Химический состав воды, мг/л. | Минерализация, г/л. | Тип воды по Сулину А. И., ГКН (гидрокарбонатно-натриевый) ХЛК (хлоркальциевый). | Относится к источнику питьевого водоснабжения. | ||||||
Анионы. | Катионы. | |||||||||||||
от. | до. | Cl; | SO. | HCO. | Na+. K+. | Mg. | Ca. | |||||||
Q. | Гран. | 0,1. | ГКН. | Нет. | ||||||||||
P3tl. | Гран. | >0,1. | ; | ; | ; | 2,5−7,5. | 5,0−7,5. | 12−48. | 0,13−0,31. | ГКН. | Да. | |||
K1−2pkz. | Поров. | 1012−1015. | 0,1−1. | ; | 11−15. | ХЛК. | Нет. | |||||||
K1vnd. | Поров. | 1010−1015. | 0,07. | ; | ХЛК. | Нет. |
Таблица 1.4 — Поглощение бурового раствора.
Стратиграфическое подразделение. | Интервал по стволу, м. | Граничная плотность бурового раствора, при которой происходят осложнения, кг/м3. | Условия возникновения. | |
От. | До. | |||
Четвертинские отложения. | >1160. | Увеличение репрессии на нефтеводоносные горизонты, отклонения параметров бурового раствора от проектных. | ||
Туртасская свита. | >1160. | |||
Новомихайловская свита. | >1160. | |||
Алымская свита. | >1180. | |||
Ванденская свита. | >1180. | |||
Мегионская свита. | >1100. | |||
Баженовская свита. | >1100. |
Таблица 1.5 — Прихватоопасные зоны.
Стратигра-фическое подразде-ление. | Интервал, м. | Вид прихвата (перепад давления, заклинка, сальникообразов и т. д.). | Раствор, при применении которого может произойти прихват. | Условия возникновения. | ||||
От. | До. | Тип. | Плотность, кг/м3. | Водоотдача, см3/30 мин. | Смазывающие добавки (название). | |||
Ванденская свита. | Сальнико-образование. | Глинистый на водной основе. | >1180. | >10. | Графит, ФК-2000. | Отклонение показателей свойств бурового раствора от проектных (увеличение фильтроотдачи и плотности, толстая корка) и оставление инструмента без движения и промывки. | ||
Мегионская свита. | Сальнико-образование, «прилипание» инструмента. | Глинистый на водной основе. | >1180. | >4−5. | Графит, ФК-2000. |
Таблица 1.6 — Возможные нефтеводопроявления.
Стратиграфи-ческое подразделение. | Интервалы возможных нефтеводопроявлений, м. | Вид проявляемого флюида. | Граничная плотность бурового раствора, при которой происходят осложнения, кг/м3. | Условия возникновения. | Характер проявления. | |
От. | До. | |||||
Покурская свита. | Вода. | <1100. | Возникновение депрессии на водоносные горизонты. | Снижение плотности бурового раствора, перелив на устье. | ||
Мегионская свита. | Вода. | <1080. | Появление плёнки нефти и газирование бурового раствора. |
Таблица 1.7 — Осыпи и обвалы.
Стратигра-фическое подразде-ление. | Интервал, м. | Буровые растворы, при применении которых могут произойти осложнения. | Мероприятия по предотвращению осложнений. | |||
От. | До. | Тип раствора. | Плотность кг/м3. | Причины возникновения осложнения. | ||
Березовская свита. | Глинистый на водной основе. | <1160. | Снижение плотности и противодавления бурового раствора на стенки скважины, повышенная фильтратоотдача, неудовлетворительная ингибирующая способность раствора по отношению к глинистым породам разреза. | Бурение с высокой механической скоростью, поддержание оптимальной плотности раствора и низкой фильтратоотдачи, а также обработка раствора ингибирующими хим. реагентами. | ||
Мегионская свита. | Малоглини-стый на водной основе. | <1100. |
Таблица 1.8 — Давление, температура и кавернозность.
Индекс стратиграфического подразделения. | Интервал, м. | Градиент пластового давления, МПа на м. | Температура в конце интервала, °С. | Кавернозность. | |
от. | до. | ||||
Q. | 0,010. | 1,50. | |||
P3trt. | 0,010. | 1,45. | |||
Р3nm. | 0,010. | 1,50. | |||
P3atl. | 0,010. | 1,50. | |||
P2−3tvd. | 0,010. | 1,30. | |||
P2llv. | 0,010. | 1,23. | |||
P1tl. | 0,010. | 1,34. | |||
K2gn. | 0,010. | 1,31. | |||
K2bz. | 0,010. | 1,13. | |||
K2kz. | 0,010. | 1,05. | |||
K1pk. | 0,010. | 1,02. | |||
K1alm. | 0,010. | 1,02. | |||
K1vnd. | 0,010. | 1,01. | |||
K1mg. | 0,010. | 1,00. | |||
J3bg. | 0,010. | 1,00. |