Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
залежей неоднородны.
Таблица 4. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
НаименованиеДиапазон измененияСреднее значениеCL55,16-4141,8893,21SO0,0-81,5137,53HCO0,4-13,45,39Ca9,9-677,383,21Mg1,55-168,0238,48KNa93,82-3144,15731,72
Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
НаименованиеДиапазон измененияСреднее значениеCL164,58-3982,5694,42SO0,03-90,8950,41HCO0,0-14,265,76Ca13,06-60066,44Mg11,29-162,1334,84KNa218,26-3092,74601,32
Таблица 6. Свойства пластовой нефти
НаименованиеСерпуховский ярусБашкирский ярусСреднее значениеДавление насыщения газом, МПа1,31,4Газосодержание, м3/т4,725,9Плотность, кг/м3в пластовых условиях883,8877сепарированной нефти906,8898,7в поверхностных условиях917,3908,6Вязкость, мПас52,8743,62Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц1,0321,034Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т0,0080,006Пластовая температура, С23
Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
1.6 Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения
Вступление основных нефтяных месторождений Татарстана в завершающую стадию разработки заставляет прибегнуть к бурению горизонтальных скважин. Горизонтальные участки ствола длиной 300 - 450 м бурили в пластах толщиной 6 - 18 м, залегающих на глубине 900-1300 м. Переход от вертикальных к горизонтальным участкам производили по средним радиусам (573-114 м), интенсивность набора зенитного угла составляла 1 - 5/10 м.
Для вскрытия горизонтальными скважинами были рекомендованы два типа залежей:
массивные, приуроченные к карбонатным коллекторам нижнего и среднего карбона;
пластовые, представленные чередованием терригенных нефтенасыщенных пластов и плотных глинистых перемычек, приуроченные к отложениям нижнего карбона и девона.
Скважины сооружали с использованием серийного оборудования, за исключением некоторых элементов компоновок бурильного инструмента, изготавливаемых в мастерских буровых предприятий.
Первоначально конструкция скважины состояла из 324-мм кондуктора, спущенного на глубину 250 - 300 м, и 245-мм технической колонны, спускаемой до кровли продуктивного горизонта. Все эти колонны цементировались до устья. Горизонтальный ствол бурился долотами диаметром 215,9 мм и в зависимости от свойств пород, слагающих продуктивный пласт, заканчивался открытым забоем или оборудовался фильтром. Однако анализ проводки таких скважин показал, что основные затраты времени и средств приходились на бурение скважины до вскрытия продуктивного горизонта, поэтому от этого варианта конструкции скважины в дальнейшем отказались. В настоящее время конструкция скважины включает в себя 245-мм кондуктор, спускаемый на глубину 250 - 300 м, и 168-мм обсадную колонну, спускаемую до кровли продуктивного пласта, с установкой заколонного пакера ПДМ для манжетного цементирования. Скважины на карбонатные коллекторы заканчиваются, как правило, открытым забоем или спуском фильтра диаметром 146 мм без цементирования.
На первом этапе спускали фильтры со щелевыми отверстиями, что не позволяло производить эффективную обработку скважин перед освоением, промывку зафильтрованного пространства и целенаправленную обработку
призабойной зоны. Этого недостатка лишены используемые в настоящее время фильтры с кислоторастворимыми заглушками.
Скважины на терригенные коллекторы бобриковского горизонта обсаживаются до забоя с последующим цементированием. iелью снижения репрессии на пласт цементирование осуществляется в две ступени с использованием муфт ступенчатого цементирования. В интервале продуктивного пласта колонна комплектуется фильтром с кислоторастворимыми заглушками.
Профиль скважины на башкирский ярус состоит из пяти интервалов: вертикального участка, участка набора зенитного угла, участка стабилизации вскрытия пласта и условно-горизонтального участка. Угол входа в продуктивный пласт 65-70.
Профиль скважины на турнейский ярус состоит из семи интервалов: вертикального участка, двух участков набора зенитного угла, двух участков стабилизации, участка вскрытия продуктивного пласта и условно-горизонтального участка. Угол входа в продуктивный пласт 70 80. Набор зенитного угла до входа в продуктивный пласт с интенсивностью 1,5 2,0/10 м осуществляется серийными турбинными отклонителями; при большей интенсивности используются винтовые забойные двигатели диаметром 172 мм. Вскрытие продуктивного горизонта с интенсивностью 4 5/10 м осуществляется укороченными забойными двигателями ДЗ-172.
Контроль положения ствола скважины и геофизические исследования в скважинах до достижения зенитного угла 50 55 проводятся по обычной технологии, используемой при строительстве вертикальных и наклонно направленных скважин с помощью серийных приборов. При зенитных углах более 55 для этих целей применяются телеметрические системы ЗИС-4; АТ-3, СТЭ и комплексы АМК "Горизонт" и "Горизонталь".
Промывка скважин до зенитного угла 50 55 осуществляется технической водой; при больших зенитных углах, iелью обеспечения эффективного выноса шлама скважина переводится на промывку буровым раст?/p>