СОДЕРЖАНИЕ

1.	ВВЕДЕНИЕ	2
2.	ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	3
2.1.	Стратиграфический разрез скважины	4
2.2.	Нефтегазоносность	5
2.3.	Водоносность	6
2.4.	Возможные осложнения при строительстве скважины	8
3.	ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	15
3.1.	Проектирование конструкции скважины	15
3.2.	Расчет диаметров обсадных колонн и долот	20
3.3.	Расчет профиля ствола скважины	23
3.4.	Расчет эксплуатационной колонны	25
3.5.	Выбор способа бурения	28
3.6.	Выбор типов долот и режимов бурения	29
3.7.	Расчет бурильной колонны	30
3.8.	Крепление скважины	32
3.9.	Испытание продуктивных пластов	36
4.	ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	38
5.	ЗАКЛЮЧЕНИЕ	38
6.	СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ	39
Приложение 1. Совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины		40
Приложение 2. Профиль ствола скважины
Приложение 3. Компоновка низа бурильной колонны		42

Введение

Таблица 1 - Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение (название, величина)
1	2
Месторождение	Чернушинское
Административное расположение
республика	Россия
край	Пермский
район	Чернушинский
Год ввода площади в бурение	1987
Год ввода площади в эксплуатацию	1988
Температура воздуха, °С
среднегодовая	- 0,4
средняя температура июля	+37
средняя температура января	-52
Среднегодовое количество осадков, мм	786
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,60
Продолжительность отопительного периода в году, сут.	224
Преобладающее направление ветра	юго-западное

2. Геологическая часть

2.1. Тектоническая характеристика площади

Нефтеносными являются карбонатные отложения верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона, терригенные отложения тульского, бобриковского и радаевского горизонтов нижнего карбона, карбонатные отложения турнейского яруса нижнего карбона и заволжского надгоризонта верхнего фамена.

В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-юго-восточной части Киенгопского вала, представляющего собой крупную структуру, осложненную рядом брахиантиклинальных складок нижнего порядка.

По II-му отражающему горизонту, отождествляемому с кровлей терригенных отложений тульского горизонта, зона поднятий представляет собой антиклинальную структуру северо-западного простирания, осложненную Воткинским, Черепановским и Чужеговским поднятиями, которые, в свою очередь, осложнены системой более мелких поднятий и куполов. Размеры самого крупного Воткинского поднятия по замкнутой изогипсе ‑1320 м составляют 14.4×(10 – 4.6) км при амплитуде его наиболее приподнятой западной зоны 60м. Поднятие характеризуется относительно пологим северным крылом с углом падения пород 1º19’ и более крутым южным -3º56’.

По отражающему горизонту IIb, отождествляемому с кровлей башкирского яруса, простирание и форма структуры сохраняются. Размеры Воткинского поднятия по замкнутой изогипсе ‑1050 м составляют 14.6×(10.3 – 4.8) км при амплитуде 46 м. Угол падения северного крыла составляет 0º58’, южного - 2º24’.

Структура характеризуется несоответствием структурных планов девона и карбона, что связано с развитием биогермных построек позднедевонского возраста. По отложениям нижнего, среднего карбона и нижней перми структурные планы в основном совпадают, за исключением деталей. Наблюдается выполаживание крыльев поднятий вверх по разрезу, что обуславливает некоторое увеличение площадей структуры.

Далее описание пластов приводится согласно пересчету запасов 2005 г.

На месторождении нефтеносными являются карбонатные пласты B-II, B-IIIa, B-IIIб верейского горизонта, А4-0 - А4-6 башкирского яруса среднего карбона, терригенные пласты С‑II – C‑VII визейского яруса, карбонатные пласты Сt‑III, Сt‑IV турнейского яруса нижнего карбона, D3‑zv заволжского надгоризонта фаменского яруса верхнего девона.

Нефтеносность отложений установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизичес­ким данным, результатам опробования поисково- разведочных скважин в процессе бурения и в колонне; промышленная нефтеносность подтверждена эксплуатацией турнейского, визейского, башкирского и верейского объектов разработки. Этаж нефтеносности верейских отложений по месторождению составляет 66 м, башкирских – 81 м, визейских- 84 м, турнейских - 91 м, девонских - 24 м