- •Содержание
- •Введение
- •Исходные данные для проектирования.
- •2. Общие сведения о районе буровых работ
- •3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее пятилетие
- •3.1. Продолжительность строительства скважин
- •3.2. Основные технико-экономические показатели
- •4. Основные сведения о геологическом строении месторождения,газонефтеводоносности, степени геологической изученности,горногеологических условиях бурения скважин
- •Характеристика продуктивных отложений
- •Давление и температура по разрезу скважины
- •Нефтегазоводопроявления
- •Осыпи и обвалы стенок скважины
- •Прихватоопасные зоны
- •Унирс «повышение качества строительства скважин за счет применения мсц-б».
- •5.1. Технология двуступенчатого цементирования.
- •5.2.Порядок выполнения работ при использовании муфт с открытыми и закрытыми окнами
- •5.3. Технические характеристики мсц-б
- •5.4. Конструкция и принцип работы мсц-б
- •5.5. Указания мер безопасности
- •5.6. Подготовка к работе и порядок работы
- •5.7. Разобщение пластов
- •Обоснование и расчет профиля проектной скважины
- •Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств ее для бурения различных интервалов проектной скважины
- •7.1. Факторы, влияющие на выбор бурового раствора
- •7.2. Выбор состава промывочной жидкости
- •7.3.Выбор свойств промывочной жидкости
- •7.3.1. Выбор плотности бурового раствора
- •7.3.2. Выбор реологических свойств бурового раствора.
- •Эффективная вязкость
- •7.3.3. Выбор величины показателя фильтрации
- •7.3.4. Выбор величины водородного показателя
- •7.3.5. Содержание песка
- •7.3.6. Проверка реологических свойств. Режим течения
- •7.3.7. Опасность возникновения поглощений
- •Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин,разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот (и колонковых снарядов)
- •Выбор и расчет компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
- •9.1. Расчет компоновки убт.
- •9.2. Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность.
- •Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости
- •10.1. Обоснование типа и потребного количества бурового раствора
- •10.2. Выбор состава бурового раствора
- •10.3. Расчет потребности в материалах, реагентах и добавках
- •10.4. Регулирование технологических свойств бурового раствора в процессе бурения
- •11. Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубины
- •12.1 Оборудование для приготовления бурового раствора
- •12.2. Выбор числа вибросит
- •12.3. Оборудование для перемешивания бурового раствора в ёмкостях
- •12.4. Выбор оборудования для дегазации бурового раствора
- •12.5. Выбор гидроциклонов
- •13. Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины
- •13.1 Информация, необходимая для контроля процесса бурения.
- •13.2 Определение параметров режимов бурения.
- •13.3 Измерение нагрузки на вышку и талевую систему, веса бурильной колонны и осевой нагрузки на долото.
- •13.4 Определение частоты вращения долота
- •13.5 Измерение расхода промывочной жидкости
- •13.6 Измерение крутящего момента ротора
- •13.7 Регистрация показателей процесса бурения
- •13.8 Определение целостности бурильной колонны
- •13.9 Определение состояния (износа) долота
- •13.10 Технические средства и способы контроля положения ствола скважины в пространстве
- •13.11. Выбор средств для контроля качества и количества промывочной жидкости
- •14. Безопасность производственной деятельности
- •Промышленная безопасность
- •14.2. Безопасность труда
- •14.3. Экологическая безопасность
- •14.4 Основные требования пожарной безопасности.
- •Вопросы гражданской обороны объекта
- •Федеральный закон « о пожарной безопасности».
- •Федеральный закон «о гражданской обороне».
- •Федеральный закон «о противодействии терроризму».
- •15.2. Основы организации аварийно – спасательных и других неотложных работ
- •16. Экономическая оценка работы
- •16.1. Теоретические аспекты при внедрении новой техники и технологии в бурении
- •16.2. Методика определения ожидаемого экономического эффекта
- •16.3. Расчёт годового экономического эффекта от внедрения
- •Аннотация
- •Список использованных источников
- •Графический материал
Характеристика продуктивных отложений
Ромашкинское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в отложениях среднего, нижнего карбона, верхнего и среднего девона.
Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского (D1) горизонта, представленные переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргилитовых разностей терригенных пород. В кыновском горизонте нефтенасыщенным является пласт D0, представленный песчаниками и алевролитами. Толщина песчаников составляет 3-4 м.
Общая толщина пашийского горизонта составляет более 30 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 3,7-5,0 м. Пористость 0,200 д.е., проницаемость – 0,500 мкм2.
В силу многопластового строения горизонтов выявлено многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. Между всеми пластами существует гидродинамическая связь через зоны слияния.
Таблица 4.3 |
Свойства и состав нефти |
|
|
давление насыще-ния, МПа |
12 |
4,10 |
9,00 |
Параметры растворенного газа |
относи-тельная по воздуху плотность газа |
11 |
1,16 |
1,21 |
|||
содержа-ние углекис-лого газа, % |
10 |
1,27 |
1,01 |
||||
|
содержа-ние серово-дорода, % |
9 |
0,21 |
0,01 |
|||
|
газовый фактор, м3/т |
8 |
8,70 |
6,00 |
|||
|
Содержа-ние парафина, % по весу |
7 |
3,60 |
5,00 |
|||
|
Содержание серы, % по весу |
6 |
3,40 |
1,80 |
|||
|
Подвиж-ность, мкм2/сп |
5 |
0,02 |
0,07 |
|||
|
Плот-ность кг/м3 |
4 |
813 |
804 |
|||
|
Интервал, м |
до |
3 |
1686 |
1697 |
||
|
от |
2 |
1671 |
1686 |
|||
|
Индекс стратигра-фического подразделе-ния |
1 |
D3 kn |
D3 pch |
|||
Таблица 4.4 |
Водоносность |
|
Тип воды по Сулину |
12 |
ГКН |
ХЛК |
ХЛК |
ХЛК |
ХЛК |
ХЛК |
ХЛК |
ХЛК |
|||
Степень минерализации, мг/-экв/л |
11 |
125 |
250 |
1400 |
1900 |
4000 |
7000 |
8242 |
9610 |
||||||
Химический состав воды, мг экв/л |
катионы |
Ca2+ |
10 |
40 |
60 |
80 |
120 |
226 |
400 |
500 |
900 |
||||
|
Mg2+ |
9 |
40 |
20 |
60 |
120 |
126 |
250 |
260 |
300 |
|||||
|
Na+ |
8 |
0,2 |
50 |
700 |
1400 |
1580 |
2800 |
3480 |
3500 |
|||||
|
анионы |
HCO3¯ |
7 |
49,2 |
0,35 |
0,8 |
5,6 |
2 |
1,2 |
0,8 |
0,4 |
||||
|
SO4¯ |
6 |
5,2 |
14 |
20 |
42 |
600 |
15 |
1,91 |
1,64 |
|||||
|
Cl¯ |
5 |
10 |
30 |
770 |
1600 |
1800 |
3500 |
4000 |
4904 |
|||||
|
Плот-ность кг/м3 |
4 |
1000 |
1020 |
1040 |
1060 |
1080 |
1140 |
1170 |
1180 |
|||||
|
Интервал, м |
до |
3 |
225 |
384 |
690 |
755 |
1033 |
1148 |
1671 |
1697 |
||||
|
от |
2 |
0 |
225 |
384 |
690 |
755 |
1033 |
1148 |
1671 |
|||||
|
Индекс стратигра-фического подразделе-ния |
1 |
Q+P |
C3 |
C2mc+pd+kr |
C2vr+b |
C1srp+ok |
C1tl+bb+t |
D3 карб |
D3 терриг |
|||||
Таблица 4.5