- •Содержание Введение…..………………………………………….………………………….7
- •1 Геологическая часть
- •2 Техническая часть
- •Выводы ………………………………………………………………………..125
- •4 Экономическая часть
- •5 Безопасность и экологичность проекта
- •5.3 Чрезвычайные ситуации …………………………………………….…...162
- •Список использованных источников…...………………...172
- •1.1 Орогидрография района работ
- •1 Геологическая часть
- •1.3 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
- •1.4 Возможные осложнения при бурении
- •1.5 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации
- •1.6 Промыслово – геофизические исследования
- •2.1 Обоснование точки заложения скважины (по структурной карте)
- •2.3.1 Расчет глубины спуска кондуктора
- •2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля ствола скважины.
- •2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины.
- •2.6 Анализ физико-механический свойств горных пород
- •2.8 Выбор способа бурения
- •2.10 Проектирование режима бурения
- •2.10.2 Расчет максимальной величины давления на выкиде буровых насосов
- •2.10.3 Проектирование расхода промывочное жидкости
- •2.10.4 Расчет частоты вращения
- •2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны
- •2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения
- •2.13 Расчет диаметра насадок долота
- •2.15.3 Контроль параметров бурового раствора
- •2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора
- •2.17 Гидравлический расчет промывки скважины
- •Окончание таблицы 39
- •2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов
- •2.19 Расчет обсадных колонн на прочность
- •2.19.1 Расчет максимальных внутренних давлений на устье скважины.
- •2.20 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны)
- •2.21 Технологическая оснастка обсадных колонн
- •2.22 Спуск обсадных колонн
- •2.22.1 Выбор способа спуска
- •2.22.2 Подготовка ствола скважины к спуску
- •2.22.3 Подготовка обсадных труб к спуску
- •2.22.4 Подготовка бурового оборудования
- •2.23 Обоснование способа цементирования
- •2.25 Обоснование способа вызова нефти.
- •2.25.1. Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне.
- •2.25.2 Вызов притока снижением уровня свабированием
- •2.25.3 Расчет продолжительности свабирования скважины
- •2.26 Расчет нагрузки на крюке. Выбор буровой установки.
- •3 Специальная часть (Анализ эффективной работы долот на Верхне – Пурпейском месторождении)
- •3.1 Анализ работы долота III 215,9 мз – гв - 2 – r 155
- •3.2 Анализ работы долота III 215,9 мс – гау – r 56
- •3.3 Анализ работы долота III 215,9 мс – гау – r 54
- •3.4 Анализ работы долота III 215,9 s 84 f
- •3.5 Конструктивные особенности долот
- •3.5.1 Конструктивные особенности долота 215,9 s84f
- •3.5.2 Конструктивные особенности долота 215,9 мс – гау – r56
- •3 .5.3 Выбор рационального привода долота
- •4 Экономическая часть
- •4.1 Составление нормативной карты
- •4.1.1 Расчет нормативного времени на механическое бурение
- •4.1.2 Расчет нормативного времени на спуско-подьемные операции
- •4.1.3 Расчет нормативного времени на работы, связанные с креплением скважин
- •4.1.4 Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей.
- •4.1.5 Расчет нормативного времени на ожидания затвердевания цемента (озц).
- •4.1.6 Расчет нормативного времени на разбуривание цементной пробки.
- •4.1.11 Расчет нормативных затрат времени на проведение ремонтных работ
- •4.1.12 Нормирование затрат времени на дополнительные работы, выполняемые буровыми бригадами при бурении скважины
- •4.1.13 Составление нормативной карты
- •4.1.14 Определение нормативных технико-экономических показателей бурения скважин
- •4.2. Корректировка сметной стоимости строительства скважины
- •4.2.1 Определение проектной продолжительности бурения и крепления скважины
- •4.2.2 Составление сметных расчетов № 3.1, № 3.2 и уточненного сводного сметного расчета
- •4.3 Расчет проектных технико-экономических показателей
1.3 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Таблица 6 - Нефтеносность
Индекс стратигра-фического подразде-ления |
Интервал, м |
Тип коллектора |
Плотность, кг/м3 |
Подвижность, дарси на санти пауз
|
Содержание серы, % парафина, |
|
от (верх) |
до (низ) |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
К1 (АП50) |
2101 |
2110 |
поров. |
0,887 |
0,05 |
0,35/1,62 |
Продолжение таблицы 6
|
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
К1 (БП 1/3) К1 (БП 2+3) К1 1БП 6) К1 (2БП 6) |
2424 2454 2584 2592 |
2429 2458 2591 2626 |
поров. поров. поров. поров. |
0,836 0,840 0,836 0,838 |
0,01 0,01 0,02 0,33 |
0,28/4,42 0,42/4,88 0,24/3,43 0,32/4,41 |
Окончание таблицы 6
Свободный дебит, м3/сут
|
Газовый фактор, м3/т |
Относительно по воздуху плотность газа |
Динамический уровень в конце эксплуатации |
Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации, град. |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
до 200 до 10 10-20 10-15 28-30 |
80 115 101 115 136,7 |
0,755 0,953 0,953 0,953 0,97 |
1400 |
30-35 - - - - |
Примечание: В пластах АП50, БП 1/3, БП 2+3, БП 6 отмечается присутствие нефти газа от 80 до 140 м3/т |
||||
Таблица 7 - Водоносность
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Тип коллектора |
Плотность, кг/м3
|
Дебит, м3/сут
|
|
от (верх) |
до (низ) |
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
К1 +K2 К1 (AП5) К1 (AП11) К1 (БП 2+3) К1 (БП 6) |
1075 2115 2340 2465 2625 |
1960 2120 2345 2470 2630 |
Поровый Поровый Поровый Поровый Поровый |
1,01 1,01 1,012 1,012 1,012 |
2500 7.2 - 0.5 - |
Окончание таблицы 7
Химический состав (воды), % экв. |
Минерализация, г/л |
|||||
анионы |
катионы |
|||||
CL- |
SO--4 |
HCO-3 |
Na +(K) |
Mg ++ |
Ca ++ |
|
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
98 97 97 97 97 |
- - - - - |
2 3 3 3 3 |
89 92 83 83 83 |
3 2 1 1 1 |
8 6 16 16 16 |
17-19 19-20 20-22 23 23-25 |