Курсовая работа: Анализ осложнений при закачивании скважин их предупреждение и устранение на предприятие Тюменбургаз
средняя
мягкая
средняя
средняя
мягкая, средняя
1.5 Водоносность
Таблица 5
Водоносность
| Интервал, м |
Тип коллектора |
Плотность, кг/м3 |
Дебит, м3 /сут | Химический состав воды в мг-экв/л |
Минерализация общая, г/л |
Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) | ||||||
| Анионы | Катионы | |||||||||||
| От(верх) | До(низ) | Cl- | SO- | HCO- | Na+ | Mg++ | Ca++ | |||||
| 0 | 190 | поровый | 998 | 192-1728 | 0,03-0,44 | 0-0,005 | 0,02-0,6 | 0,02-0,59 | 0,01-0,46 | 0,05-0,38 | 0,25-3,4 | да |
| 190 | 320 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 320 | 385 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 385 | 485 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 485 | 765 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | 16,8 | нет |
| 765 | 1130 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| 1130 | 1251 | поровый | - | - | - | - | - | - | - | - | 6,2 | нет |
| 1251 | 2040 | поровый | 1009-1011 | 122-393 | 265-327 | 0-0,35 | 0,7-8,6 | 246-291 | 3,5-1 | 9,9-33 | 17,0 | нет |
| 2040 | 3000 | поровый | 1002-1009 | 10-342 | 63-199 | 0,1-0,9 | 8,4-39 | 81-171 | 0,2-1,4 | 4,0-36 | 10,0-18,0 | нет |
| 3000 | 3100 | поровый | 1001-1004 | 10-279 | 31-100 | 0-1,5 | 12-14 | 61-121 | 0-1,5 | 0,4-15 | 6,0-10,0 | нет |
1.6. Нефтегазоносность
Таблица 6
Нефтегазоносность
| Интервал, м | Тип флюида | Плотность, кг/м3 | Содержание, % | Относительная плотность газа по воздуху |
Проницаемость, мкм2 / Подвижность, мкм2 (МПа*с) |
Максимальный дебит, тыс. м3 /сут | Температура в пласте, 0 С | Пластовое давление, МПа |
Газовый фактор, м3 /м3 /Выход стабильного г/к, г/м3 | ||
| от | до | H 2 S | парафина | ||||||||
| 1130 | 1251 | газ | - | - | - | 0,565 | - | 700 | 30 | 6,51 | - |
| 2962 | 3024 | г/к | - | - | - | 0,806 | 52 | 965 | 80 | 29,6 | 160 |
| 3140 | 3175 | г/к, нефть | 836 | 0,11 | 7,08 | - | 92/62 | 514/81,2 | 85 | 31,6 | 129/69 |
| 3190 | 3220 | г/к, нефть | 851 | 0,11 | 7,0 | - | 31/98 | 508 | 86 | 32,2 | 100/59 |
| 3225 | 3240 | г/к, нефть | 851 | 0,11 | 7,0 | - | 29/90 | 500 | 87 | 32,5 | 100/59 |
2. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь
Под способом вхождения в пласт понимается последовательность операций разбуривания и крепления непосредственно продуктивной залежи.
На Северо-Уренгойском месторождении продуктивный пласт вскрывают по всей толщине, перекрывают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и перфорацией.
Рис.1. Схема конструкции забоя скважины
1- обсадная колонна;
2- цементный камень;
3- перфорационные отверстия;
4- продуктивный пласт.