Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Оптимизация работы глубинных насосных скважин в Сарапульском НГДУ

1.Геологическая часть

1.1Общие сведения о месторождении.

Котовские месторождение нефти находится в Сарапульском и Каракулинском районах Удмуртии восточнее деревни Котово, в 12 км западнее разрабатываемого Ельниковского месторождения и в 15 км северо-западного разрабатываемого Ельниковского месторождения и в 15 км северо-западнее разрабатываемого Кырыкмасского месторождения. Абсолютные отметки рельефа + 100 - +170 м.

Основными путями сообщения, проходящими через район месторождения, являются грунтовые и шоссейные дороги. Единственной благоустроенной и проезжей в течение всего года является дорога с асфальтовым покрытием, соединяющая г. Сарапул с селом Каракулино, проходящая в 1 км западней месторождения.

Источником энергоснабжения – подстанция-35\10 кВ – Арзамасцево.

Климат района континентальный с продолжительной холодной зимой и сравнительно жарким летом. Среднегодовая температура воздуха (+2- 2,5 С). Самая низкая температура, отмеченная в зимний период – 45 С. Среднегодовое количество осадков выпадает до 500 мм, из которых половина в виде дождя. Максимальная высота снежного покрова 45-55 мм, промерзание почвы достигает 65-90 см. Месторождение открыто в 1990 году.

Население – удмурты, русские. Основной род занятия – сельское хозяйство.

Стратиграфия

Геологический разрез в пределах месторождения представлен осадочными отложениями рифейско-вендского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Кристаллический фундамент скважинами не вскрыт.

Стратиграфическая и литологическая характеристика отложений соответствует сложившимся представлениям.

Турнейская нефтяная залежь

Залежь относится к массивному типу. Средняя глубина залегания турнейских отложений составляет 1379 м. Коллектора представлены пористыми известняками. По материалам ГИС и результатам опробования, условный ВНК принят на юге структуры на отметки – 1268 м (скв. 1118, 1124) с погружением к северу до отметки – 1272 м (скв.1117, 1119).Общая длина залежи 7,3 км, ширина 3 км.

Яснополянские нефтяные залежи

В продуктивном разрезе терригенного нижнего карбона выделяются четыре пласта - коллектора (С₁ - III, C₁-IV и C₁ –VI ), к которым приурочены нефтяные залежи.

Продуктивные пласты С₁-V и C₁ –VI представлены песчаниками, разобщенными между собой аргиллитовыми пропластами. В скважине 1115 платы C₁- V C₁ –VI сливаются, поэтому их следует рассматривать как единую гидродинамическую систему. Пласты С₁–VI, в основном, водонасыщены, нефтеносность по пласту С₁-VI установлена только в центральных скважинах – в зонах слияния с верхним пластом С₁-V. Пласты С₁- V и С₁-VI в дальнейшем рассматриваются как единый пласт С₁-V+VI. Залежь пласта С₁-V+VI относится к пластовому типу, имеет повсеместное распространение. ВНК принят на отметке – 1229 м. В пределах поднятия, выделяются три приподнятых участка, разделенные небольшими прогибами на севере, в центральной и южной частях. Общая длина залежи 6,5 км, ширина 2-2,5 км. Залежь имеет обширную водонефтяную зону.

По пласту С₁ –VI на западном крыле выявлены небольшие участки замещения коллекторов плотными породами. Пласт представлен, в основном , алевролитами, реже песчаниками. Залежь пластового типа. На юге, в районе ск. 74-ГС и 1111 выделяются приподнятые участки, отдельные от центральной части небольшим прогибом. Длина залежи 5,1 км, ширина 1,9-3,6 км, ВНК залежи принят на отметке – 1126 м по результатам исследования и испытания скважин 1114 и 1116.

По пласту С₁ –Ш в центральной и южной части выделяются участки замещения коллекторов на плотные алевролиты. Залежь пластового типа, представлена, в основном, алевролитами, реже песчаниками. ВНК залежи принят на отметке – 1218 м по результатам исследования и испытания скважин 1114. Общая длина залежи 8,5 км, ширина 2,1-3,4 км.

Верейские нефтяные залежи

В отложениях верейского горизонта нефтеносными являются пласты (снизу вверх) В-Ш, В-II,B-I,B-II разобщены между собой аргиллитовыми пропластками, пласты B-II B-III глинистыми и плотными известняками. По всем пластам имеет место замещение проницаемых пропластков на непроницаемые. Все залежи относятся к пластовому типу.

Пласты B-III выдержан по всей площади. Длина залежи 7 км, ширина !.9 км. ВНК залежи принят на отметке – 882 м по результатам исследования скважины 1115.

По пласту B-II в северной части (СКВ. 1481, 1482) и на юге (скв. 1483) коллекторы замещены непроницаемыми известняками. В пласте В-П сосредоточена основная доля запасов нефти верейского объекта. ВНК пласта принят условно на отметке – 878-878 м. Длина 9,1 км, ширина 1,7-3 км.

По пластам В-0 и В-I произведен совместный подсчет запасов. Пласты представлены известняками, ВНК для подсчетного объекта принят условно на отметках – 871 (скв. 1114) и – 870 (скв. 1124). Длина залежи 9,2 км, ширина 2-3,3 км.

Каширо-подольские нефтяные залежи.

В отложениях каширского и подольского горизонтов (снизу вверх) нефтеносность выявлена в пластах Сrs₄-VI, C_rs4-V, C_pd-V, C_pd-IV отнесены к категории С₂ и в данной работе не рассматриваются.

Пласт C_rs4-VII залегает в основании каширского горизонта, средняя глубина залегания 932 м. Пласт хорошо выдержан площади и по разрезу, представлен известняками. ВНК принят на абсолютной отметке – 836 м. Залежь относится к пластовому типу. Длина залежи 8 км, ширина 1,5-2,5 км

Основные показатели залежи нефти

Таблица 1

Объект	Пласт	Тип зале жи	Сред глуби на	Дли на	Ши рина	Высо та	АБС Отмет ВНК	Скв По кото рой устан	Ши ри на
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Турнейс кий	C_1t	Масси вный	1379	7,3	3	13	1268- 1272	1119 1117 1118
Яснопо лянский	С1-V+ C₁-VI	Плас тово- сводов	1357	6,5	2- 2,5	16	1229	1115	0,3- 2,0

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
-«-	C₁-IV C₁-III	-«-	1350 1346	5,1 8,5	1,9- 3,6 2,1- 3,4	18 15	1226 1218	1114 1114	0,17- 0,7 0,15- 0,55
Верейс кий	B-III	-«-	982	7,0	1,9	5	882	1115	0,17- 0,9
-«-	В-П	-«-	973	9,1	1,7- 3,0	11	878- 879	1111 1124	0,25- 0,6
-«-	В-0+ В-I	-«-	962	9,2	1,5- 2,5	13	870- 871	1111	0,25- 1,0
Кашир ский	С_rs4- VII	-«-	932	8,0	1,5- 2,5	8	836	1114 1118	0,2- 0,5

Тектоника

В тектоническом отношении Котовское месторождение расположено в южной части Верхнекамской впадины, на юго-восточном борту Камско-Кинельской системы прогибов.

Структурный пласт месторождения , по всем продуктивным пластам представляет собой структуру меридиального распространения с пологим восточным и крупным западным склонами. В основных чертах соответствует нижнепермскому, но с более резко выраженными формами и меньшими размерами.

Структуры по кровле терригенной толщи нижнего карбона более резко выражены, амплитуды их достигают 30-35 метров, площади сокращаются. Резко возрастает глубина прогибов, отделяющих структуры, хотя ширина их незначительна. Для поверхности карбонатных отложений турнейского яруса характерна еще более четкая морфологическая выраженность». Положение основных структур сохраняется. Прогибы становятся еще более глубокими, а структуры представляют собой лишь останцы первоначального рельефа, сложившегося к концу турнейского времени, достигающие амплетуды 100 м, но имеющие незначительную площадь. Такая поверхность турнейских отложений образована после турнейскими врезами, имеющими повсеместное распространение в пределах Котовского месторождения.

По результатам геолого-разведочных работ, промышленная нефтеностность, установлена в турнейских и яснополянских отложениях нижнего карбона, в отложениях верейского и каширского горизонтов среднего карбона. Кроме того, нефтеностность, выявлена в отложениях подольского горизонта.

Нефтегазоносность

Промышленная нефтенасыщенность продуктивных пластов изучалась по геофизическим, а также по керновым данным через определения связанной воды. В связи с косвенным определением связанной воды по керновым данным ( определение центрифугированием по образцам, поднятым при бурении на фильтрующихся растворах), и низкой представительностью керна, величина нефтенасыщенности принята по материалам ГИС : 73% по пласту C₁-t, 85 % по пласту C₁-V+VI, 77% по пластуC₁-IV, 82% по пластуC₁I-II, 74% по пласту B-III, 75% по пласту B-II,72% по пласту B-0+1, 75% по пласту C_rs4-VII.

Характеристики коллекторских свойств продуктивных пластов и их неоднородность.

Эффективные нефтенасыщенные толщины продуктивных пластов приняты по материалам ГИС с учетом нижних пределах их емкостных свойств.

Турнейская залежь нефти.

Нефтенасыщенная часть турнейских отложений сложена от 1 до 7 пропластков. Нефтенасыщенная толщина пропластков колебляется от 0,6 до 1,2 м. Залежь массивная, водоплавающая. Общая толщина турнейской залежи составляет в среднем 20 м, общая толщина нефтенасыщенной части – 7,9 м. Средне-взвешенная нефтенасыщенная толщина залежи состаляет 5,19 м. Коэффициент расчлененности нефтенасыщенной части залежи составляет 2,1 , коэффициент песчанистости – 0,829.

Проницаемость определялась по анализам керна и гидродинамическим исследованиям. Для проектирования принято среднее значение проницаемости, определенное по результатам гидродинамических исследований – 0,214 мкм².

Верейская залежь нефти

Общая толщина верейских отложений изменяется от 20,2 м до 25,9 м и в среднем составляет 22,9 м.

Залежь пласта В-0 +I представлена двумя пластами В-0 и В-I, которые, в свою очередь, представлены одним или двумя пропластами. Нефтенасыщенная толщина пласта В-О+ I составляет 2,15 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта В-0 составляет 1,9 м, пласта В -I - 1,22 м. Коэффициент песчанистости пласта В-0+1 составляет 0,519, коэффициент расчлененности 2,2.

Пласт В-П представлен одним, реже двумя или тремя пропластками. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта В-П составляет 2,34 м, изменяясь от 1,2 м до 4 м. Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,954, коэффициент расчлененности – 1,4.

Пласт В-Ш представлен двумя – тремя пропластками и реже одним пропластком. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 м до 3 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина пласта В-Ш составляет 1,74 м. Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,624, коэффициент расчлененности – 2,09.

По верейскому объекту проницаемость пластов B-0+I, B-II, B-III по результатам гидродинамических исследований составляет 0,11 мкм², 0,055 мкм², 0,039 мкм² соответственно.

Яснополянская залежь нефти.

Залежь нефти приурочена к пластам C₁ –III, C₁-IV, C₁-V, C₁-VI. Пласта C₁-V и C₁-VI, представляют единую гидродинамическую систему. Общая толщина залежи составляет в среднем 11,8 м, нефтенасыщенная – 8,4 м. Число пропластков изменяется от 1 до 3. Коэффициент песчанистости составляет 0,956, коэффициент расчлененности – 1,5. Проницаемость определялась по анализам керна и гидродинамическим исследованиям. Для проектирования принято среднее значение проницаемости 0,368 мкм² , определенное по результатам гидродинамических исследований скважин.

Пласты C₁-III, C₁-IV представлены от 1 до 3 пропластками. Нефтенасыщенная толщина пласта C₁-III составляет 2,46 м, пласта C₁-IV- 2,41м. Общая толщина пластов- изменяется от 4,4 м до 14 м, в среднем составляет 9,69 м. Нефтенасыщенная толщина, изменяется от 1,6 м до 7,4 м, в среднем составляет 4,9 м. Коэффициент расчлененности изменяется от 2 до 4 , в среднем составляет 3, коэффициент песчанистости – 0,53. Проницаемость определялась по анализам керна и гидродинамическим исследованиям. Для проектирования приняты средние значения проницаемости пластов, определенные по результатам гидродинамических исследований скважин C₁-III-0,221 мкм², C₁-IV-0,369 мкм^2.

Каширская залежь нефти.

Пласты C_rs4-VII залегают в подошве каширских отложений, представлен, одним и реже двумя пропластками. Коэффициент песчанистости составляет 0,98, коэффициент расчлененности 1,28. Средне взвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 4,49 м при средней общей толщине 5,2 м. Проницаемость пласта принята по результатам гидродинамических исследований скважин и составляет – 0,039 мкм².

Пористость продуктивных пластов изучалась по геофизическим и керновым данным. Сравнение величин пористости, определенных по анализам керна и геофизическим исследованиям, показывает хорошую сходимость этих данных. Величины пористости при проектировании приняты по материалам ГИС по причине их большей представительности и составляют 14% по пласту С₁-t, 23% по пласту С₁-V+VI, 20%-по пласту C₁-IV, 22% -по пласту C₁-II, 18% -по пласту B-III, 19%-по пласту B-II, B-0+I C_ks4-VII.

Характеристики толщин продуктивных пластов

Таблица 2

Толщина	Наименование	Зоны пласта (горизонта) Нефтя водонеф Закон ная тяная турная	По пласту в целом
1	2	3 4 5	6
	Каширо подольский
Общая	средняя,м	101,1 - 76,4	98,2
	Интервал изменения,м	67,2- - 74- 124,9 78	67,2- 124,9
Нефтена сыщенная	Средняя,	13,5 - -	12,1
	Интервал изменения, м	4-31 - -	4-31
Эффетив ная	Средняя, м	32,3 - 10,8	30,1
	Интервал изменения, м	14,6 - 10,2- -59,5 11,8	10,2-59,5
Непрони цаемость прослоев	Средняя, м	68,8 - 65,6	68,5
	Интервал изменения, м	36,7-88,6 - 63,8-66,4	36,7-88,6
	Верейский
1	2	3 4 5	6
общая	Средняя, м	18,1 - 20,3	18,3
		6,2-41,1 - 18,8-23,2	6,2-41,7
Нефтена- сыщенная	Средняя, м	6,1 - -	5,4
	Интервал изменения, м	2,6-11,7 - -	2,6-11,7
Эффектив ная	Средняя, м	6,8 - 4,8	6,5
	Интервал изменения, м	2,9-11,9 - 3-6,2	2,9-11,9
Непрони- цаемость прослоев	Средняя, м	11,3 - 15,6	11,8
	Интервал изменения, м	2,2-33,8 - 13,8-18,6	2,2-33,8
	Яснополянский
Общая	Средняя, м	41,8 - 29,8	41,3
	Интервал изменения, м	19,6-66,3 - 22,8-35,4	19,6-66,3
Нефтена- сыщенная	Средняя, м	1,8-19,4 - -	10,8-10,4
	Интервал изменения, м	1,8-19,4 - -	1,8-19,4
Эффектив- ная	Средняя, м	9,2-39,8 - 9,8-16,2	9,2-39,8
1	2	3 4 5	6
	Интервал, изменения, м	9,2-39,8 - 9,8-16,2	9,2-39,8
Непрони- цаемых прослоев	Средняя, м	14,5 - 17,0	14,5
	Интервал изменения, м	6,5-37,6 - 12,6-23,2	6,6-37,6
	Турнейский
Общая	Средняя, м	22,0 - 20,2	21,5
	Интервал изменения, м	12,1-40,8 - 11,4-26,8	11,4-40,8
Нефтена- сыщенная	Средняя, м	11,0 - -	8,3

	Интервал изменения, м	5-24,1 - -	5-24,1
Эффектив- ная	Средняя, м	20,1 - 15,1	18,8
	Интервал изменения, м	7,6-35,3 - 5,6-24	5,6-35,3
Непрони- цаемых прослоев	Средняя, м	1,9 - 5,1	2,7
	Интервал изменения, м	0,2-9,5 - 1-11,6	0,2-11,6

1.6.Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Изучение глубинных и поверхностных проб нефти, растворенного газа и воды выполнялись в лабораториях ПГО «Удмуртгеология».

Нефти турнейской залежи

Свойства нефти изучены по 10 глубинным пробам из 3 скважин и по 6 поверхностным пробам из 4 скважин. Плотность нефти в стандартных условиях изменяется от 0,9154 г\см³, до 0,919 г\см³, составляя в среднем 0,918 г\см³. Нефть высоковязкая, вязкость нефти в пластовых условиях колеблется от 55,7 мПас до 74, мПас, составляя в среднем 64,9 мПас. При 20⁰С вязкость разгазированной нефти составляет в среднем 163,28 мм²\с. Содержание светлых фракций составляет в среднем 28-36%, асфальтенов-6,19%. Нефть высокосернистая -2,85%, парафинистая-3,1 %,высокосмолистая – 28,27 %. Давление насыщения нефти газом по залежи изменяется от 3,24 до 4,08 мПа, газонасыщенность от 7,19 до 9,39 м³\г, объемный коэффициент составляет 1,024.

По компонентному составу, газ, выделившейся из нефти, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота - при однократном разгазировании составляет 49,51 %. Среди углеводородов преобладает пропан (17,69 %). Концентрация гелия 0,06%.

Нефти залежей яснополянского надгоризонта.

Глубинные пробы нефти отобраны из 5 скважин (43 пробы). Давление насыщения нефти газом по пластам изменяются незначительно от 4,1 мПа в пластах C₁-V+IV до 4,54 Мпа в пласте С₁-Ш. Плотность нефти в стандартных условиях в среднем изменяется от 0,8821 г\см³, вязкость в пластовых условиях в среднем составляет 23,5 Мпа с, газонасыщенность изменяется от 9,748 м³\т до 10,04 м³\т.

Поверхностные пробы нефти были отобраны из 5 скважин (29 проб). Нефти пластов высокосернистые (от 2,82 до 3,25%), парафинистые (от 3,18% до 3,53 %), смолистые (от 23,28% до 25,54 %). Содержание асфальтенов по пластам изменяется от 5,86 % до 6,02 %. Выход светлых фракций при 300⁰С в среднем составляет 36,79%.

По компонентному составу газ, выделившийся из нефти, отобранной из пласта С₁-Ш,относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота при, однократном разгазировании, составляет 50,01%. Среди углеводородов преобладает пропан (18,23%). Концентрация гелия 0,05%.

Нефти верийского горизонта.

Нефть верейского горизонта изучена по 21 глубинной пробе из 3 скважин. Глубинные пробы отобраны из пластов В-П и В-0+1. Давление насыщения нефти газом изменяется от 4,09 Мпа по пласту В-П до 4,13 Мпа по пласту В-0+1. Диапазон изменения газосодержания по залежи-15,0-19,6 м³\т, среднее значение –16,6 м³\т. Вязкость пластовой нефти по пластам изменяется не значительно : от 14,9 Мпас по пласту В-П до 15,9 Мпас по пласту В-Ш.

Отобрано 14 поверхностных проб из 5 скважин. Свойства нефти по пластам изменяются не значительно. Нефть смолистая (22,2%),высокосернистая (2,06%), парафинистая (3,49%). Плотность нефти в поверхностных условиях по пластам изменяется от 0,881 г\см³ до 0,883 г\см³ и в среднем составляет 0,8815 г\см³. При температуре 20^оС вязкость нефти изменяется от 24,51 мм^с до 35,2 мм²\с.

Объемный выход фракций при 300^оС составляет 40,5 %

Содержание азота в газе составляет 29,1%,гелия-0,023 %. Среды предельных углеводородов преобладает пропан (25,05%) и этан (14,06%). Относительная плотность газа по воздуху составляет 1,3816.

Нефти каширской залежи

Отбор глубинных проб нефти был проведен в 2 скважинах (7проб). Давление насыщения нефти газом колеблется в пределах 3,53-5 МПа, среднее значение – 4,32 МПа. Газонасыщенность изменяется от 15,091 м3\т до 23,546 м³\т, среднее значение18,699 м³\т. Вязкость пластовой нефти колеблется от 11 до 12,8 МПа с, среднее значение -11,6 МПас.

Поверхностные пробы нефти отобраны их 3 скважин (5 проб). Плотность нефти изменяется от 0,8763 до 0,8884 г\см³, составляя в среднем 0,883 г\см³. диапазон изменения вязкости при температуре 20^о С от 25,29 до 33,3 МПа с, при среднем значении 27,4 МПас.

Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300^оС составляет 40-42%. По фракционному составу нефть является высокосернистой (2,11-2,65%), смолистой (17,95-24,56%) и парафинистой (3,06-4,74%). Содержание асфальтенов в нефти составляет 3,06-4,64 %.

Газ, выделившийся, при однократном разгазировании пластовой нефти, относится к азотноуглеродному типу. Содержание азота в газе равно 29,6%. Среди предельных углеводородов преобладает пропан (2546 %) и этан (15,86). Содержание гелия в газе -0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,3488.

Физико-химические свойства воды

Всего в пределах Котовского месторождения было проанализировано 48 проб пластовой воды.

Пластовые воды турнейских, яснополянских, верейских и кашироподольских отложений являются рассолами хлор-кальциевого типа.

Вязкость подземных вод в пластовых условиях оценивалась по формулам А. Г. Соколова, в среднем составляет 1,471 МПас с учетом плотности этих рассолов 1,171 г\с³ и геотермических условий в каждом из нефтеносных комплексов. Температура подземных вод каширо-подольского комплекса изменяется от 19 до 28^оС.

Общая минерализация вод яснополянского надгоризонта достигает 266 г\л. Удельный вес пластовой воды около 1,18 г\см³. в составе вод преобладают хлориды щелочей (около 70-80 %). Воды малосульфатные, содержание гидрокарбонатов 4,0 мг\л. В отдельных пробах отмечено аномально высокое содержание брома, до 129 мг\л. Воды хлоркальциевого типа.

По результатам анализов нефть Котовского месторождения высокосернистая (3,02 %), парафинистая, выход светлых фракций довольно высокий (до 46 %). Возможно, содержание серы завышено из-за несовершенства применявшейся методики. По аналогии с нефтью Вятского месторождения нефть Котовского месторождения может быть использована для производства компонентов автомобильного бензина, топлива ТС-1, Т-2, дизильного летнего, масел ИС-20, МС-20, битумов марок БН-3 и БН-5.

Свойства нефти и воды

Таблица 3

Наименование	Диапазон изменения	Среднее Значение
1	2	3
Подольский горизонт
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	2,6-3,9	3,2
Газоодержание при однократном разгазирование, м³\т	13,1-15,6	14,4
Плотность, кг\м³	857-859	858
Вязкость, Мпас	10,1-11,1	10,7
Пластовая вода

1	2	3
Общая минерализация, г\л	231,3- 263,3	242,60
Каширский горизонт
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	3,6-4,1	3,9
Газосодержание при однократном рагазировании, м³\т	18,0-18,3	18,1
Плотность, кг\м№	853-856	855
Вязкость, МПа с	10,5-11,1	10,8
Пластовая вода
Общая минерализация, г\л	220,02	220,02
Плотность, кг\м³	1159	1159
Турнейский ярус
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	3,2-4,1	3,6
Газосодержание при однократном разгазировании, м³\т	7,2-9,4	8,3
Плотность, кг\м³	901-912	907
Вязкость, МПа с	55,7-74,3	64,9
Пластовая вода
Общая минерализация, г\л	259,7-261,7	260,7
Плотность, кг\м³	1174-1177	1176
Яснополянский надгоризонт
Нефть
1	2	3
Давление насыщения газом, МПа	3,2-4,8	3,8
Газосодержание при однократном разгазировании,м³\т	7.4-11,1	9,1
Плотность, кг\м³	877-894	884
Вязкость, МПас	20,3-29,2	24,6
Пластовая вода
Общая минерализация, г\л	258,2-268,8	263
Плотность, кг\м³	1179-1182	1181

Конструкция скважин

Конструкцией скважины называется расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема тампонажного (цементного) раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну.

Каждая колонна имеет свое наименование:

1.Самая короткая колонна- направление. Она предназначена для предохранения устья от размыва и для направления циркулирующей жидкости.

2.Вторая колонна – кондуктор. Кондуктор изолирует водоносные пески и перекрывает неустойчивые верхние породы. На территории Удмуртии глубина спуска кондуктора достигает 600 м.

3.Третья колонна – промежуточная. Она применяется в в аварийных случаях.

4.Самая последняя колонна труб - эксплуатационная. Она служит для извлечения нефти и газа на поверхности любыми известными способами, а также для крепления известными способами, а также для крепления и разобщения продуктивных горизонтов.

На Котовском месторождении применяется конструкция скважины без промежуточной колонны.

Тип кол лектора	Наименование колонны	Диаметр долота, мм	Обсадная труба Диа глубина толщина метр спуска стенки мм м и стали	Высота подъема тампо нажного раствора
Карбо натный	направление	444,5	324 30…35 9,5Д	До устья
- « -	кондуктор	295,3	245 500…600 8,9Д	До устья
-« -	эксплуатация	190,5	146 1380 7,7Д	До устья

Типовая конструкция скважины

пробуренный забой – 1380 м.

искусственный забой – 1374 м.

фильтр – 1324 – 1345,8 м

интервалы перфорации :

1324 – 1326
1328 – 1329
1330,6 – 131,6
1337 – 1340
1344,6 – 1345,8

Оптимизация работы глубинных насосных скважин в Сарапульском НГДУ 📙 Курсовая → 🆔 150460