Проект проводки скважин на Чишминской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Анализ ремонтно-изоляционных работ КРС КЛУШ 111500.000 - Дипломная работа

Министерство образования и науки Российской Федерации Уфимский государственный нефтяной технический университет Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин Проект проводки скважин на Чишминской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Азнакаевское УБР входит в состав ОАО "Татнефть".Интервал, м Буровые растворы применявшиеся ранее Время до начала осложнения Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.) От (верх) До (низ) Тип раствора Плотность, г/см3 Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород 0 110 Глинистый 1,10 Для предотвращения разрушения стенок скважины необходимо повысить плотность глинистого раствора при одновременном уменьшении его фильтрации Сразу после вскрытия В связи с образованием осадка на забое скважины (высота 2-3 м) производится проработка ствола скважины Набор зенитного угла буду осуществлять при бурении после кондуктора. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.Технология позволяет отключать различные интервалы скважины по отдельности спуском нескольких (3-4) пакеров-гильз. Опытно-промышленные работы выявили необходимость разработки скребка для подготовки места посадки летучки и пакера-гильзы. На момент создания пакера-гильзы и извлекаемой летучки достаточно широкое распространение имел на промыслах страны скребок СГСМ гидравлического действия [12], разработанный во ВНИИКРНЕФТЬ в комплекте с оборудованием "Дорн" для установки гофрированных патрубков. Работа со скребками СГСМ и специальные проверки на стенде показали, что они не обеспечивают достаточного для посадки пакера и летучки качества очистки, так как их режущие элементы имеют большую поверхность и недостаточно острые кромки, легко забиваются грязью и не врезаются в счищаемое загрязнение. При разработке скребка руководствовались тем, чтобы он был прост, надежен, хорошо очищал внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны и легко проходил через муфтовые соединения в эксплуатационной колонне.На поздней стадии разработки месторождений работы по отключению обводненных интервалов пласта проводятся с целью ограничения объемов попутно добываемой воды при сохранении или увеличении добычи нефти. Первую составляют методы по использованию селективных изолирующих реагентов, которые образуют закупоривающий поровое пространство материал (осадок), растворимый в нефти, нерастворимый в воде. Использование пен для изоляции притока воды основано на закупоривании обводненных интервалов вследствие прилипания пузырьков воздуха к поверхности водопроводящих каналов и возникновения начального давления сдвига. Пенные системы преимущественно применяются для изоляции притока воды в нефтяных скважинах с пластовым давлением равным или меньшим гидростатическому и неоднородными по строению продуктивными пластами. В процессе применения гипана для изоляции водопритоков было обнаружено явление выноса его из пласта уже во время освоения скважин.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Элементы залегания пластов по подошве Коэффициент кавернозности от (верх) до (низ) название индекс в интервале

0 5 153 229 415 633 760 862 940 983 1084 1293 1305 1320 1370 1388 1412 1634 1671 1708 1732 5 153 229 415 633 760 862 940 983 1084 1293 1305 1320 1370 1388 1412 1503 1658 1695 1732 1768 четвертичная система казанский ярус уфимский ярус сакмаро-артинский ассельский ярусы верхний карбон мячковский горизонт подольский горизонт каширский горизонт верейский горизонт башкирский ярус серпуховский окский надгоризонты тульский горизонт бобриковский горизонт турнейский ярус верхний фаменский нижний фаменский верхний франский мендымский доманиковый шугуровский кыновский Q P2kz P2uf P1s ar P1as С3 C2mc C2pd C2kr C2vr C2b С1srp C1ok C1tl C1bb C1t D32 D31 D3fr D3mn D3dm D3sh D3kn горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное 1,5 1,5 1,3 1,5 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,5 1,5 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,5

Таблица 1.2

Нефтеносность по разрезу скважины

Индекс Интервал, м Тип коллектора Плотность, г/см3 Содержание серы, % по весу Содержание парафина, % по весу Дебит, м3/сут Газовый фактор

От (верх) До (низ) В пластовых условиях После дегазации

D3sh D3kn 1708 1732 1732 1768 Поровый Порово-трещинный 0,870 0,875 0,900 0,890 2,81 2,81 4,9 4,9 8-9 7-8 20,2 16,2

Таблица 1.3

Водоносность

Индекс Интервал, м Тип коллектора Плотность, г/см3 Дебит, м3/сут Химический состав воды в мг-эквивалентной форме Степень минерализации, (мг-экв)/л

От (верх) До (низ) анионы катионы

Cl- SO4- HCO3- Na Mg2 Ca2

Q P2t P2kz P2uf 0 229 Поровый 1,002 - 0,5 5,3 50 0,2 39 39 21

P1 229 415 Кавернозный 1,018 - 29 - - 38 17 - 420

C3 415 633 Кавернозный 1,02 - - 14 0,4 45 20 12 185

C2mc C2pd C2kr 633 940 ПОРОВТРЕЩИННО-кавернозный 1,04 - 750 30 0,6 700 65 70 1700

С2vr 940 983 Порово-трещинный 1,06 5-10 1600 40 6,0 1400 128 200 3400

C2b 983 1084 Порово-трещинный 1,07 5-10 2000 50 7,0 1450 130 250 3450

C1spr С1ok 1084 1293 Поровтрещинно-кавернозный 1,10 - 2200 35 1,6 2000 150 260 5500

C1tl C1bb 1293 1320 поровый 1,15 2-30 3400 14 1,3 2700 240 398 6500

C1t 1320 1370 Порово-трещинный 1.16 10-20 4050 20 3.0 3250 290 525 8385

1.1 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.4