Общие сведения о месторождении, стратиграфия, характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Состояние разработки месторождения, конструкция скважины. Технология и способы цементирования, осложнения в работе скважины и технические расчеты.
Аннотация к работе
.5 Состояние разработки месторождения 2.Технико-технологическая часть 2.3 Виды осложнений в работе скважиныФедоровское месторождение открыто в 1971 году, в промышленную разработку вступило в 1973 году. Федоровское месторождение расположено в средней части Среднего Приобья, на территории Сургутского района, Ханты-Мансийского автономного округа (ХМА0), Тюменской области, в 70 км от районного центра г.Сургута.Оно включает несколько поднятий третьего порядка: Северо-Сургутское - самое южное, вытянутое в меридиональном направлении, собственно Федоровское - расположено в западной части Федоровской структуры, к востоку от него расположено Моховое поднятие, восточнее - Восточно-Маховое поднятие. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС4; АС6; АС7-8; АС9; БС1; БС2), усть-балыкской свиты (пласты БС10; БС10) и очимовской толщи (пласты БС16; БС17; БС18). От нижележащих пластов АС5-8 пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и по площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела. На собственно Федоровском поднятии более чем в ста скважинах происходит слияние коллекторов пластов АС4 и АС5-6. На Моховой площади пласт развит повсеместно, глинистый раздел между пластами АС4 и АС5-8 более выдержан.Под закачкой - 184 скважины, в бездействии находятся 10 нагнетательных скважин, ликвидировано 11 скважин, в консервации 74-скважины, в пьезометрическом фонде числятся 56 скважин. Основная причина бездействия ВС - техническая, одной скважине требуется подземный ремонт, по 9 скважинам требуется ликвидировать аварии, изоляционные работы необходимо провести по 10 скважинам, 5 скважинам требуется перебуривание, по 28 скважинам - прочие причины. Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций, таких, как: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затрубное пространство); ожидание затвердения цемента (ОЗЦ): при цементировании кондуктора ОЗЦ обычно длится 5 - 8 ч, при цементировании промежуточных колонн - 12 - 24 ч; проведение контрольных замеров для определения качества цементирования, испытание обсадной колонны на герметичность, разбуривание цементного стакана в колонне, проверка герметичности изоляции затрубного пространства. В частности он позволяет: снизить гидростатическое давление на пласт при высоких уровнях подъема цемента, существенно увеличить высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве без значительного роста давления нагнетания; уменьшить загрязнение цементного раствора от смешения его с промывочной жидкостью в затрубном пространстве; избежать воздействия высоких температур на свойства цементного раствора, используемого в верхнем интервал-е, что, в свою очередь, позволяет более правильно подбирать цементный раствор по условиям цементируемого интервала. Цементирование обсадной колонны можно представить как цепочку ряда процессов и операций, таких, как: подготовка ствола скважины к цементированию; цементирование затрубного пространства (приготовление и закачка тампонажного раствора в скважину, продавливание цементного раствора в затрубное пространство); ожидание затвердения цемента (ОЗЦ): при цементировании кондуктора ОЗЦ обычно длится 5 - 8 ч, при цементировании промежуточных колонн - 12 - 24 ч; проведение контрольных замеров для определения качества цементирования, испытание обсадной колонны на герметичность, разбуривание цементного стакана в колонне, проверка герметичности изоляции затрубного пространства.В геологической части дана общая характеристика месторождения, стратиграфия и тектоника, коллекторские свойства продуктивных пластов, характеристика пластовых флюидов, конструкция скважины и состояние фонда скважин. Наибольшее осложнение вызвало накопление в призабойной зоне механических примесей, связанных c твердыми углеводородами.
План
Содержание
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Стратиграфия
Вывод
1. В геологической части дана общая характеристика месторождения, стратиграфия и тектоника, коллекторские свойства продуктивных пластов, характеристика пластовых флюидов, конструкция скважины и состояние фонда скважин.
2. Наибольшее осложнение вызвало накопление в призабойной зоне механических примесей, связанных c твердыми углеводородами. Это приводит к снижению приемистости и межремонтного периода нагнетательных скважин.
3. В технологической части проанализирован методы цементирования скважин. В технологической части также произведен расчет основных показателей цементирования скважин.
4. Рассмотрены основные требования охраны труда недр и окружающей среды, а так же техника безопасности и противопожарные мероприятия
При эксплуатации нефтяных, газовых, водяных и нагнетательных скважин могут возникать те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием. Без применения соответствующих мер эти неполадки обычно приводят к нарушению или полному срыву работы скважины.
Комплекс работ, связанных с предупреждением и устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, называется подземным ремонтом.
К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных ремонтов, часто требующие применения специального оборудования: буровых станков, турбобуров, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т. п.
Наиболее характерные работы при капитальном ремонте скважин: ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные.1. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин./Акульшин А.И.
2. Технология капитального ремонта скважин./Сулейманов