Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.

Материалом для этого курсового проекта послужили данные производственной практики, пройденной летом 2002 года в ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение». Районом деятельности предприятия является площадь в районе города Когалым Ханты-Мансийского АО.

В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны.

Скважина по назначению является экспуатационной, вскрыт продуктивный горизонт,.расположенный в Мегионской свите(2505-2535 м).

Отдельная глава посвящена мероприятиям по технике безопасности и охране окружающей сред при заканчивании и при всем цикле строительства скважин. В проекте также приведена специальная часть, посвященная проблеме анализа качества крепления скважин.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ часть

Таблица 1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина залегания, м		Стратиграфическое подразделение		Коэффициент кавернозности в интервале
От (верх)	До (низ)	Название	Индекс
0	40	Четвертичные отложения	Q	1,50
40	100	Неогеновые отложения	N	1,50
100	180	Туртасская свита	P3 /trt	1,50
180	250	Новомихайловская свита	P3 /nm	1,50
250	296	Атлымская свита	P3 /atl	1,50
296	430	Тавдинская свита	P2-3 /tv	1,50
430	670	Люлинворская свита	P2 /llv	1,50
670	750	Талицкая свита	P1 /tl	1,30
750	875	Ганькинская свита	К2 /gn	1,30
875	1020	Березовская свита	К2 /br	1.30
1020	1050	Кузнецовская свита	К2 /kz	1,30
1050	1850	Покурская свита	К1-2 /pkr	1,30
1850	1950	Алымская свита	К1 /alm	1,30
1950	2340	Вартовская свита	К1 /vrt	1,30
2340	2570	Мегионская свита	К1 /mg	1,30

Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс	Интервал, м		Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п)
	От (верх)	До (низ)
Q	0	40	Пески кварцевые желтовато-серые, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, присутствуют остатки растительности
N	40	100	Супеси, глины, суглинки серые, темно-серые, алевриты серые тонкослоистые
P3 /trt	100	180	Глины зеленовато-серые, алевриты серые тонкослоистые, местами с прослоями песков и бурых углей
P3 /nm	180	250	Неравномерное переслаивание глин темно-серых, серых алевритов и мелкозернистых кварц-полевошпатовых песков
P3 /atl	250	296	Пески светло-серые, мелко-крупнозернистые, кварц-полевошпатовые. Прослои алевритов, глин и бурых углей
P2-3 /tv	296	430	Глины зеленовато-серые, алевролитистые, листоватые. Встречаются пропластки песков
Р2 /llv	430	670	В верхней части-глины светло-зеленые, плотные, листоватые. В нижней части-опоки и опоковидные глины серого цвета
Р1 /tl	670	750	Глины темно-серые до черных, алевролитистые, плотные с тонкими пропластками и линзами алевролитов
K2 /gn	750	875	Глины серые, слабо известковистые, алевритистые, с редкими прослоями мергелей
K2 /br	875	1020	Глины серые, слабослюдистые, алевритистые, прослоями опоковидные, встречается глауконит, сидерит
К2 /kz	1020	1050	Глины темно-серые, до черных, массивные, однородные
К1-2 /pkr	1050	1850	Чередование глин темно-серых, слюдистых, песчаников светло-серых, мелко-среднезернистых и алевролитов серых, слюдистых, тонкослоистых
К1 /alm	1850	1950	Верхняя подсвита: аргиллиты темно-серые, слабослюдистые, тонкоотмученные с редкими прослоями песчаников. Нижняя подсвита: глины серые аргиллитистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1 /vrt	1950	2340	Верхняя подсвита: аргиллиты зеленоватые, алевритистые, комковатые и песчаники серые слюдистые. Нижняя подсвита: глины серые алевритистые и песчаники серые, мелко-среднезернистые с глинистым цементом
К1 /mg	2340	2570	В верхней части-аргиллиты темно-серые слюдистые, от тонкоотмученных до алевритистых с прослоями песчаников. В нижней части - песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, известковые, крепкие

Таблица 3. Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Фазовая проницаемость, мкм2

Минерализация, г/л

От

До

Q

0

40

Грануляр

1000

>100

<1,0

P3 atl-nm

180

296

Грануляр

1000

>100

<1,0

К1-2 pkr

1050

1850

Грануляр

1014

>100

18-22

K1 mg

2420

2435

Грануляр

1014

>100

19-23

Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м		Градиент давления						Пластовые
			Пластового		Гидроразрыва		Горного		Темпе-ратуры, о С
	От	До	кгс/см2		кгс/см2		кгс/см2
			От	До	От	До	От	До
Q + N	0	100	0,100	0,100	0,0	0,2	0	0,190	3
P3 trt	100	180	0,100	0,100	0,2	0,198	0,190	0,190	0
P3 nm	180	250	0,100	0,100	0,198	0,198	0,190	0,190	5
P3 atl	250	296	0,100	0,100	0,198	0,198	0,190	0,190	8
P2-3 tv	296	430	0,100	0,100	0,198	0,196	0,190	0,190	10
P2 llv	430	670	0,100	0,100	0,196	0,194	0,200	0,200	15
P1 tl	670	750	0,100	0,100	0,194	0,192	0,210	0,210	20
K2 gn	750	875	0,100	0,100	0,192	0,19	0,210	0,210	30
K2 br	875	1020	0,100	0,100	0,19	0,188	0,215	0,215	35
K2 kz	1020	1050	0,100	0,100	0,188	0,186	0,220	0,220	50
K1-2 pkr	1050	1850	0,100	0,100	0,186	0,18	0,230	0,230	58
K1 alm	1850	1950	0,100	0,100	0,18	0,177	0,230	0,230	65
K1 vrt	1950	2340	0,100	0,100	0,177	0,177	0,230	0,230	75
K1 mg	2340	2570	0,100	0,100	0,177	0,177	0,230	0,230	83

Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.

Индексстратиграфического подразделения	Пласт	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность нефти, г/см3		Вязкость нефти в пл. усл.МПа*с	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Параметры растворенного газа
		От (верх)	До (низ)		В пласт. условиях	После дегазации				Газовый фактор, м3 /т	Содержание углекислого газа, %	Относительная плотность газа, г/см3	Давление насыщения в пл. усл., МПа
K1 mg	БС10	2500	2520	Пор.	0,79	0,87	0,55	0,7	2,2	56	0,15	737	11,6
K1 mg	БС11	2550	2560	Пор.	0,76	0,87	0,52	0,7	1,7	54	0,16	733	10,1

Таблица №6

Типы и параметры буровых растворов

Ттип раствора	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	От (верх)	До (низ)	Плотность, г/см3	УВ, с	ПФ, см3 /30 мин	СНС, мгс/см2 через, мин.		Корка, мм	Содержание твердой фазы, %			РН	Минерализация, г/л	Пластич. вязкость, П/с	ДНС, мгс/см2
						1	10		Коллоидной (активной) части	Песка	Всего
Глинистый	0	50	1,16-1,18	45-60	<9	20-30	35-40	< 2,0	6-7	3	9-10	8-9	0,2	0,2-0,3	18-20
Глинистый	50	738	1,16-1,18	40-60	<9	15-25	35-40	< 2,0	6-7	2	8-9	8-9	0,2	0,2-0,3	17-20
Глинистый	738	1109	1,07-1,10	18-22	<8	1-3	4-9	< 1,5	2-3	< 1	4-7	7-8	2-3	<0,1	10-15
Глинитый	1109	2340	1,10-1,14	22-25	<6	3-5	5-10	<1,5	2-3	<1	3-5	7-8	2-3	<0,1	12-15
Малоглинистый	2340	2575	1,08-1,10	20-25	<5	3-5	5-15	0,5	<2	<1	<3	7-9	-	Как можнониже	8-9

2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

(1)

где Р_ПЛ - пластовое давление;

Р_ПЛ = gradР_ПЛ ×Z; (2)

r_В -плотность воды;

Н_i - текущая глубина скважины.

Коэффициент поглощения К_п рассчитывается по формуле Итона:

(3)

где m- коэффициент Пуассона;

К_г -индекс геостатического давления.

К_г рассчитывается по формулам (1) и (2).

--> ЧИТАТЬ ПОЛНОСТЬЮ <--