Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Проектирование конструкции забоя добывающей горизонтальной скважины.

irina_krut2020 2150 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 86 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 08.05.2020
Свиженко А.В. Дипломная работа бакалавра: «Проектирование конструкции забоя добывающей горизонтальной скважины ». 2018 г. 86стр., таблиц 31, рисунков 12. Подгорнов В.М., профессор. Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин. Поэтапно спроектирована конструкция забоя добывающей горизонтальной скважины. Произведен анализ геологической характеристики и расчет устойчивости пород в призабойной зоне скважины, соответственно выбран тип забоя. Затем, был сделан вспомогательный расчет гидравлических потерь в скважине по длине ствола с частотой в один метр. Проведен сравнительный анализ дебитов забоев разных длин, оказалось, что экономически более целесообразно бурить забой меньшей длины. Для создания гидродинамической связи пласта со скважиной рекомендованы фильтры ФС-114. Для выравнивания потока – клапаны регулирования притока (ICV). Была проверена совместимость конструкции и профиля забоя с профилем скважины, и установлено, что с проходимостью спроектированной конструкции забоя не возникнет. В работе проанализированы вопросы охраны недр при бурении добывающей горизонтальной скважины, даны соответствующие рекомендации.
Введение

Эффективность того, как мы извлекаем углеводороды из продуктивных пластов зависит от совершенства забоя добывающей скважины(тип, способ вскрытия продуктивной толщи, профиль, состав забойного оборудования и другие факторы). Как один из способов увеличения производительности скважины, является пологое и горизонтальное расположение забоя в продуктивной толще, которое имеет ряд специфических особенностей, как в процессе формирования забоя, так и при его эксплуатации. Проектирование забоя скважин включает в себя, то что мы должны обосновать тип и профиль забоя, а так же способ его крепления. Немаловажным так же считается состав забойного оборудования, обеспечивающего устойчивость ствола, разобщение отдельных участков ствола, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных и исследовательских работ, а так же длительный межремонтный период эксплуатации скважин. При этом, необходимо учесть: назначение скважины; схема заканчивания и способ эксплуатации; состав, свойства и планируемые режимы движения флюидов и агентов; тип коллектора, а так же его вещественный состав; прочностные свойства; анизотропность напряжений и проницаемости породы на стенках забоя; структура залежи; наличие тектонических региональных и локальных разломов; наличие близко расположенных к эксплуатируемым интервалам проницаемых пропластков; водонефтяного контакта или газовой шапки и другие факторы.
Содержание

1. Введение 7 2. Общие сведения 8 2. Геологическая характеристика 10 3. Обоснование способа вскрытия бурением продуктивного пласта 21 4. Определение эффективного типа, диаметра и предельной длины забоя 25 4.1 Гидравлический расчет по длине ствола скважины 32 4.2 Учет эквивалентной циркуляционной плотности при построении совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола 41 4.3 Сравнение дебитов скважин с разными длинами горизонтального участка забоя 47 5. Выбор и расчет профиля забоя с учетом угла вхождения в продуктивный пласт и пространственного положения ствола 51 6. Выбор средств фильтрации и управления потоком пластовых флюидов и агентов на забое 63 7. Совместимость конструкции и профиля забоя с профилем скважины, с техникой и технологией заканчивания и эксплуатации скважины 65 8. Безопасность проектных решений. Охрана недр при бурении добывающей горизонтальной скважины. 70 8.1 Системные представления о месторождениях нефти и газа 70 8.2 Требования охраны недр 75 8.3 Строительство скважин 77 8.4 Охрана недр при бурении нефтяных скважин 79 8. Заключение 84
Список литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 679 c.; 2. Балаба В.И., Дунюшкин И.И., Павленко В.П. Безопасность технологических процессов добычи нефти и газа: Учебное пособие. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008.- 477с.: ил. 3. Даниленко О.Д., Колесников В.Г., Кузнецов В.Ф. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, 1997. – 207с. 4. Крылов В.И., Крецул В.В. Методические указания по выбору промывочной жидкости для вскрытия продуктивных пластов: учебное пособие. М., РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2002. 5. Леонов Е.Г., Симонянц С.Л. Совершенствование технологического процесса углубления скважины: Учебное пособие. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2014. – 184 с.; 6. Леонов Е.Г., Федин Д.С. Учет эквивалентной циркуляционной плотности при построении графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола //НТЖ Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2013 №4 7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – 2-е изд., испр. – М.: Издательство «Недра и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007 8. Подгорнов В.М. Заканчивание скважин. Часть 1. Формирование призабойной зоны скважин. Учебник для вузов. – «М.ООО Недра бизнесцентр», 2005. -253с. 9. Подгорнов В.М. Заканчивание скважин. Часть 2. Формирование призабойной зоны скважин. Учебник для вузов. – «М.ООО Недра бизнесцентр», 2008. -253с. 10. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. ГОСТ 26450.0-85-26450.2-85. М., изд. стандартов, 1985. 11. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», 2013
Отрывок из работы

2. Общие сведения Таблица 1.1 Общие сведения о районе работ Наименование Значение (текст, название, величина) 1 2 1. Площадь (месторождение) Красноленинское Каменный лицензионный участок 2. Блок (номер и/или название) 3. Административное расположение - республика - область (край, округ) - район Российская Федерация Тюменская, ХМАО-ЮГРА Ханты-Мансийский 4. Год ввода площади в бурение 1964 5. Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию 6. Температура воздуха, градус - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя - наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,98 0,92 -1,9 +34 - 49 - 45 - 41 7. Среднегодовое количество осадков, мм 450 8. Максимальная глубина промерзания грунта, м 1,6 Продолжение таблицы 1.1 Наименование Значение (текст, название, величина) 1 2 9. Продолжительность отопительного сезона в году, сутки 261 10. Продолжительность зимнего периода в году, сут. 234 11. Преобладающее направление ветра Юго-западное 12. Наибольшая скорость ветра, м/с 22 13. Метеорологический пояс (при работе в море) 14. Количество штормовых дней (при работе на море) 15. Интервал залегания многолетнемёрзлой породы, м - кровля - подошва отсутствует 2. Геологическая характеристика Викуловская свита, к которой приурочен продуктивный пласт ВК1-3 на каменном лицензионном участке Красноленинского месторождения, залегает в интервале глубин 1475-1495 м по вертикали. Пласт ВК1-3 сложен коллектором порового типа, пористость песчаников в среднем равна 15-30?, средняя проницаемость пласта 0,001-0,200 дарси. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ВК1-3 достигает 10 м. Характеристика нефти пласта: плотность нефти в пластовых условиях равна 830 кг/м3, подвижность 1,2 сПз. Пластовая температура +710С. Таблица 2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.) от (верх) до (низ) 1 2 3 4 Q 0 30 Пески, супеси, суглинки, галечники P2/3 30 240 Пески, глины. Средне- крупнозернистые пески с прослоями буроватых глин P1/3 240 310 Глины, алевролиты. Глины зеленовато-серые, слюдистые с прослоями алевролитов и конкрециями сидеритов P1/3 310 380 Глины с прослоями алевролитов Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.) P2/2 380 520 Опоки, опоковидные глины, диатомиты и диатомитовые глины с присыпками песка и редкими прослоями алевролитов P1 520 655 Глины темно-серые и черные, слюдистые с линзовидными включениями или прослойками алевролитов и кварцевого песка К2d+mt 655 710 Серые, зеленовато-серые глины с редкими прослоями алевролитов и мергелей К2cp+st+ cn 710 895 Серые слабоалевролитистые глины опоковидные с включениями глауконита К2t 895 960 Серые, темно-серые пластинчатые глины с прослоями алевролитов и мергелей К2cm 970 1230 Серые, зеленовато-серые пески, алевролиты рыхлые с маломощными алевритистыми глинами и сероцветными известняками К1al 1230 1475 Переслаивание песчаников серых, алевролитов и глин зеленовато-серых слюдистых К1ap 1475 1710 Переслаивание песчаников и алевролитов светло-серых, иногда глинистых, с глинами темно-серыми, плотными аргиллитоподобными. Редкие прослои глинистых известняков Таблица 2.2 Физические свойства горных пород по разрезу скважины Индекс стратиграф подразде- ления Интервал, м Краткое название горной породы Порис- тость, % Проницаемость, дарси Плотность, г/см3 Глинис- тость, % Карбонатность, % Категория породы по промысло- вой классифи- кации (мягкая, средняя, прочная и т.п.) Q- P2 0 520 Пески, диатомовые глины, опоки, алевриты 10-30 0,001-0,5 1,8-2,0 60-90 2-3 М P2- К2 520 970 Глины, алевролиты, песчаники 10-30 0,01-3,0 2,1-2,3 30-50 5-15 М,С К2cm – Уватская свита 970 1230 песчаники, алевролиты 15-37 0,001-1,4 2,3-2,4 70-80 10-15 П К1al – Хантыманс. глины 1230 1475 алевролиты и слюдистые глины 15-37 0,001-0,067 2,3-2,4 70-80 10-15 М К1ap – Викуловская сивта 1475 1710 Переслаивание песчаных и глинистых аргиллитов 15-30 0,001-0,200 2,3-2,4 70-80 10-15 Песч. – С Глин. – М Таблица 2.3 Давление и температура по разрезу скважины Индекс Интервал по вертикали, м Градиент давления (эквивалентный УВ р-ра), г/см3 Геотермический градиент, 0С/100м От До Пластового давления Давления поглощения р-ра От До Источ. получ. От До Источ. получ. От До Источ. получ. Q-P1 0 310 1,00 1,03 ГИС, замеры ПД, Модель Устойчивости Стенок 1,40 1,40 ГИС, мини-ГРП, ГРП, Модель Устойчивости Стенок 3,00 3,00 ГИС P1 310 655 1,00 1,03 1,40 1,40 3,00 3,21 К2 655 970 1,00 1,03 1,40 1,40 3,21 4,11 К2cm – Уватская свита 970 1230 1,00 1,03 1,60 1,60 4,64 4,64 К1al – Хантыманс. глины 1230 1475 1,00 1,03 1,50 1,55 4,64 4,64 К1ap – Викуловская сивта 1475 1710 0,97 1,08 1,60 1,60 4,64 4,64 Таблица 2.4 Стратиграфическая характеристика разреза скважины Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Коэффициент кавернозности в интервале от (верх) до (низ) название индекс 1 2 3 4 5 0 30 Четвертичные отложения Q 1.3 30 240 Журавская и Новомихайловская свиты P2/3 1.3 240 310 Атлымская свита P1/3 1.3 310 380 Чеганская свита P1/3 1.1 380 520 Люлинворская свита P2/2 1.1 520 655 Талицкая свита P1 1.1 655 710 Ганькинская свита К2d+mt 1.1 710 895 Березовская свита К2cp+st+cn 1.1 895 970 Кузнецовская свита К2t 1.1 970 1230 Уватская свита К2cm 1.1 1230 1475 Ханты-Мансийская свита К1al 1.1 1475 1710 Викуловская свита К1ap 1.1 Таблица 2.5 Нефтеносность Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Подвижность, сПз Содержание серы, % парафина % Дебит, т/сут Газовый фактор, м3/т Относитель- ная по воздуху плотность газа Динамичес- кий уровень в конце эксплуатации, м Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации, град. от (верх) до (низ) 1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 13 К1 (ВК1-3) 1475 1501 Поровый 830 1,2 1,00/2,5 30 36 0,8 1300 35-40 Таблица 2.6 Газоносность Индекс стратиграфи-ческого подразделения Интервал Тип коллектора Содержание углекислого газа/азота Относительная по воздуху плотность газа Свободный дебит, тыс.м3/сут. Пластовое давление, МПа от (верх) до (низ) 1 2 3 4 5 6 7 8 - - - - - - - - Таблица 2.7 Водоносность Индекс стратиг-рафического подразделения Интервал по вертикали, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Дебит, м3/сут Химический состав воды в мг/л Минерализ, г/л Тип воды по Сулину ГКН- гидрокарбонат-нонатриевый ХЛК- хлоркальцие- вый Относится к источ- нику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ) от (верх) до (низ) анионы катионы Cl- SO-- 4 HCO -3 Na++(K) Mg++ Ca++ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Q – Р2 0 100 Грануляр 1000 100 - - - - - - 0,12-1,8 ГКН Нет К2 + К1 655 1455 Поровый 1010 100 92 - 8 88 3 9 20 ХНК Нет К1 1501 1710 Поровый 1010 100 92 - 8 88 3 9 20 ХНК Нет Таблица 2.8 Прогноз возможных газонефтеводопроявлений Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ) Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3 Условия возникновения Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.п.) от (верх) до (низ) внутреннего наружного 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Q – P2 0 100 Вода - 1000 1001 Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину. Снижение противодавления на пласт ниже гидростатического. Несоблюдение параметров бурового раствора. Низкое качество бурового раствора и его отклонения от проектных параметров. Увеличение водоотдачи. Перелив бурового раствора К2+К1 960 1455 - К1 (ВК1-3) 1475 1501 Нефть - 830 842 Таблица 2.9 Освоение в эксплуатационной колонне Индекс стратиграфического подразделения № объекта (снизу вверх) Интервал залегания объекта по вертикали / по стволу Интервал установки цементного моста, м Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна Тип установки для освоения передвижная,стационарная Пласт фонтанирующий (да, нет) Количество режимов исследований Диаметры штуцеров, мм Последовательный перечень операции вызова притока или освоения скважины: смена раствора на воду (раствор- вода), смена раствора на нефть (раствор-нефть) освоение пенными системами, понижения уровня свабированием Опорожнение колонны при освоении от (верх) до (низ) от (верх) до (низ) максимальное сни-жение уровня, м плотность жидкости, кг/м3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 K1 ар (ВК1-3) 1 1475 1755 1495 2755 - - Хвостовик для многостадийного ГРП Передвижная Нет Спуск инструмента, перевод скважины на нефть, понижение уровня свабированием гидродинамические исследования, спуск насоса. 1300 830 Таблица 2.10 Данные по эксплуатационным объектам № объекта Плотность жидкости в колонне, кг/м3 Пластовое давление на период поздней экспл., МПа Максимальный динамический уровень при эксплуатации, м Установившаяся при эксплуатации температура, 0С Данные по объекту, содержащему свободный газ Заданный коэффициент запаса прочности на смятие в зоне перфорации на период ввода в эксплуатацию на период поздней эксплуатации в колонне на устье скважины в эксплуати-руемом объекте длина столба газа по вертикали,м коэффициент сжимаемости газа в стволе скважины 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1. 830 840 15,3 1300 25 71 - - - Таблица 2.11 Дополнительные данные для определения продолжительности освоения скважины № объекта в порядке испыта- ния Относятся ли к объектам, которые (да, нет) Предусмотрено ли (да, нет) Для экслуатации скважины требуется ли исключить из состава основных работ (да, нет) Работы по освоению проводятся в 1.0, 1.5, 2.0 или 3 смены Требуется ли двухкратное применение работ после интенсификации притока (да, нет) при мощности до 5м представлены пропластками при мощности до 6м имеют подошвенную воду шаблони- рование обсадной колонны для экспл. скважины задавка скважины через НКТ использование норм ССНВ для разве- дочных скважин вызов притока в нагнетательной скважине гидрогазо-динамические исследования в экспл. скважине после перфорации проведение ГРП пласта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1. Нет Нет Да Нет Нет Нет Нет Нет 2,0 Нет 3. Обоснование способа вскрытия бурением продуктивного пласта Реальная продуктивность скважины зависит не только от неизбежных гидродинамических сопротивлений притоку пластовых флюидов в забое скважины, но и от затруднений в загрязненной зоне коллектора, в перфорационных каналах и их стенках, которые определяют качество вскрытия бурением продуктивной толщи. Если негативное влияние вскрытия бурением, цементирования и перфорации на уровень гидродинамического совершенства системы пласт-скважина несущественно или обработки призабойной зоны пласта(ГРП, кислотные обработки и др.) могут восстановить потенциальную продуктивность коллектора, то вполне приемлема традиционная технология вскрытия пласта с нормированной репрессией. Расчет степени загрязнения призабойной зоны пласта и глубины внедрения твердой и жидкой фаз дает возможность качественно оценить загрязнение коллектора при репрессионном режиме вскрытия бурением. При расчетах степени загрязнения продуктивного пласта в горизонтальном стволе при вскрытии необходимо учитывать, кроме продолжительности процесса фильтрации, различие ее интенсивности в вертикальной и горизонтальной плоскостях. В случае, когда чувствительность коллектора к проникновению твердой и жидкой фаз растворов высокая и возможности восстановления естественной проницаемости коллектора ограничены, необходимо предусмотреть мероприятия, ограничивающие загрязнения коллектора, или оценить целесообразность использования депрессионного режима вскрытия. Депрессионный режим формирования забоя и открытый забой, который чаще всего используется при этой технологии, обеспечивают более высокую продуктивность, но для его реализации необходимы дополнительные технические средства, технологические приемы и, соответственно, затраты, которые должны быть компенсированы полученным положительным эффектом. Для горизонтального забоя характерны особенности взаимодействия буровых растворов с проницаемыми коллектором, которые следует учитывать в случае использования депрессионной технологии. При вскрытии коллектора бурением начиная от места вхождения в пласт и кончая конечной точкой забоя гидродинамическая составляющая давления на забое увеличивается, при относительно неизменном пластовом давлении т.е. при циркуляции по горизонтальному стволу изменяется соотношение давлений в пласте и скважине, что сужает диапазон применения депрессионного режима вскрытия в горизонтальном стволе. В нашей скважине будем применять буровой раствор с добавлением карбоната кальция. Механизм проникновения полимеров и твердой фазы раствора вглубь пласта напрямую зависит от фильтрационных характеристик промывочной жидкости и может быть разделен на две фазы: при контакте с коллектором, компоненты промывочной жидкости, такие как полимеры и взвешенные частицы твердой фазы проникают в тело породы, закупоривая поровое пространство; как только поровое пространство оказывается закупоренным, происходит формирование наружной фильтрационной корки. В процессе первой фазы формируется т.н. «внутренняя» корка, состоящая из полимеров и частиц твердой фазы, сформированная в порах коллектора. Глубина проникновения «внутренней» корки зависит от возможностей промывочной жидкости быстро кольматировать внутрипоровое пространство, формируя «внутреннюю» корку, не допуская глубокого проникновения в коллектор. В свою очередь эта способность определяется концентрацией полимеров в растворе. Таким образом, при оценке фильтрационных характеристик промывочной жидкости на подходящем образце керна, формирование «внутренней» корки характеризуется т.н. мгновенной фильтрацией (водоотдача в начале фильтрации). Свойства внешней корки (толщина и проницаемость) будут определятся фильтрационными свойствами промывочной жидкости, дифференциальным давлением, динамическими условиями в затрубье и т.д. Одним из наиболее эффективных средств минимизации времени формирования «внутренней» корки является использование подобранного по размеру и количеству кольматирующего материала для быстрого перекрытия пор коллектора. Таким образом, производя вскрытие продуктивного пласта на репрессии, с данным буровым раствором, мы избежим проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, и будет достаточно провести кислотную обработку, для полного восстановления естественной проницаемости коллектора. Эту интенсификацию целесообразно произвести в период непосредственно перед освоением вновь пробуренной скважины и вызова притока нефти. Возможны изменения в технологии работ с учетом конкретных условий. Технология воздействия на призабойную зону пласта включает в себя обработку кислотным раствором. Основное назначение применения физико-химических методов воздействия (кислотных растворов) – это снятие блокады «загрязнителей» для фильтрационного потока нефти в призабойной зоне пласта. Кислотную обработку проводят главным образом для воздействия кислоты на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличение его проницаемости. В Западной Сибири, несмотря на низкую карбонатность коллекторов нефти, применяют кислотный раствор, содержащий 12? соляной кислоты и 1-4? плавиковой кислоты. Зарубежный опыт показывает, что для низкокарбонатных коллекторов достаточно брать 6? НСL. Кроме того, в применяемых кислотных растворах отсутствует стабилизатор соединений железа, отсутствуют также понизитель поверхностного натяжения и ингибитор высокотемпературной кислотной коррозии. Для циклического воздействия рекомендуется кислотный раствор состава: 16? НCL, 0,5-1? HF, 0,5-1? ИВВ-1 (или катионактивный ПАВ- катапин А). Наземный комплекс оборудования, помимо стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. В процессе выполнения данной операции НКТ спускают в интервал фильтрационных отверстий. На следующем этапе закачивают расчетный объем кислоты, после чего ее продавливают в пласт. Процесс закачки и продавки следует проводить при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне фильтрационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, НКТ приподнимают и начинают промывку водой[8]. 4. Определение эффективного типа, диаметра и предельной длины забоя На эффективность отбора пластового флюида влияет тип забоя. Принципиально можно разделить типы гидродинамической связи горизонтальных забоев с продуктивным пластом на открытый и закрытый(Рис.1). А) Открытый забой, характеризуется высоким уровнем гидродинамической связи пласт-скважина. Б) Открытый забой оборудован фильтром-хвостовиком или щелевым фильтром на обсадной колонне. В) Забой перекрыт зацементированной обсадной колонной(или хвостовиком). Рис.1 – Типы забоев Способ вскрытия бурением в значительной степени предопределяет тип забоя. Если уровень гидродинамического совершенства системы пласт-скважина мало зависит от способа вскрытия или предполагается использование мероприятий, существенно повышающих гидропроводность призабойной зоны пласта, то закрытый забой типа В(Рис.1) предпочтительнее других. Закрытый забой в рыхлых коллекторах обеспечивает устойчивость стенок ствола скважины. Конструкции с закрытым горизонтальным забоем применяют для крепления неоднородного коллектора, в котором отмечают чередование устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с различными пластовыми давлениями, а также для обеспечения совместной, раздельной или совместно-раздельной эксплуатации объектов. При наличии горно-геологической несовместимости по длине забоя часть продуктивной зоны приходится целенаправленно перекрывать зацементированной обсадной колонной. Задержание песка обеспечивается вставными фильтрами или в перфорационных каналах намывается гравийная набивка из проппанта определенного гранулометрического состава.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 60 страниц
1500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 40 страниц
480 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 135 страниц
3000 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg