Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4500 метров на площади Южно-Сухокумск

Таблица 2.2. Основные физико-химические параметры нефтей Южно-Сухокумского месторождения (средние значения при однократном разгазировании)

Пласт	Кол-во исследований	Пластовые	Давл. насыщ. атм.	Коэф. сжимаемости 105 1/см3	Газосодержание м3/т	Объемный коэф.	Плотность нефти, г/см 3	Кинемат. вязкость СП при 500С	Коэф. раствор-ти газа, м3/м3 атм.
	скв.	проб	давление атм.	t,0С
									сепарир.	пластовой
VIII2	2	3	229	134	194	32,4	165	1,51	0,817	0,639	0,342	0,545
IX	2(1*)	2(1*)	354	135	233	23,11	162	1,51	0,8197	0,663	0,64	0,57
XII	1	4(2*)	350	133	260	25,92	197	1,625	0,8226	0,652	0,343	0,62
XIII1+2	4(3*)	5(3*)	357,5	132	168	21,3	128	1,445	0,882	0,67	0,529	1,445
VI+VII	2(1*)	2(1*)	380	140	184	22,11	132	1,42	0,82	0,68	0,702	0,59

Как видно из табл. 2.2, изменение величин параметров нефтей вниз по разрезу не подчиняется какой-либо закономерности, что можно объяснить недостаточным количеством анализов по отдельным пластам.

По анализам глубинных проб нефти плотность ее в пластовых условиях 0,617-0,68 г/см ³, давление насыщения изменяется от 184 до 260 атм., количество растворенного газа от 128,5 до 197 м ³/т. объемный коэффициент нефти составляет 1,42-1,64 вязкость ее в пластовых условиях равна 0,288-0,702 сп. Значение коэффициента сжимаемости колеблется от 22,11х 10^-5 до 26,24х 10^-5 1/атм.

По представленной статистике глубинных проб, нефти всех продуктивных пластов однотипны. В условиях пласта нефти имеют средние для Равнинного Дагестана значения плотности и вязкости. Давление насыщения нефти газом ниже пластового даления. Средняя величина газосодержания по пластам колеблется от 128,5 до 197 м ³/т.

Таблица 2.3. Основные физико-химические параметры нефтей пласта VIII₂ Южно-Сухокумск месторождения (при ступенчатом разгазирования)

скв.	Дата отбора проб	пластовые	Давление насыщ., атм	Газосодержание	Плотность нефти, г/см 3	Объемн. коэф.	Пересчестныйкоэф.
		давление атм	t,0С		м 3/т	м 3/м 3
							Рпл	Рнас
VIII2пласт
Юго-западный купол
50	16.08.1984	248	134	211	171	0,653	0,653	-	1,49	0,671
50	20.06.1986	220	132	186	150	0,649	0,649	0,638	1,49	0,685
40	17.09.1986	219	135	184	158	0,614	0,614	0,602	1,57	0,637
Среднее по пласту	22133,7	133,7	193,7	159,7	130,1	0,639	0,62	1,51	0,66



2.4. Основные физико-химические параметры нефтей Южно-Сухокумского месторождения (средние значения по поверхностным пробам)

пласт	Кол-во исследований скв./проб	Плотнсть нефти, г/см3	Вязкость, СП на поверхности при 500с	Содержание в весовых процентах	Выход легких фракций при 3000с
				асфальтенов	смол	парафина	серы
VIII2	2/3	0,812	4,085	0,45	3,3	13,07	0,06	60,5
IX	12/29	0,822	4,60	0,84	5,04	24	0,095	42,7
XII	3/6	0,826	4,19	1,16	5,39	20,7	0,18	45,5
XIII1+2	13/25	0,828	4,06	0,832	4,94	19,8	0,201	45,5
VI+VII	9/20	0,835	6,92	1,15	4,56	22,89	0,10	39,2

По результатам исследований поверхностных проб (табл.2.4) нефти продуктивных пластов Южно-Сухокумского месторождения являются легкими с удельным весом-0,8091-0,8426 г/см³. Содержание в них бензиновых фракций, выкипающих до 200 ⁰С, составляет от 14 до 26 объемных %, а фракций, выкипающих до 300 ⁰С - от 34 до 60 %; смол селикогелевых содержится от 2,39 до 6,7 %, асфальтенов - от 0,12 до 1,9 %.

По содержанию серы эти нефти относятся к малосернистым, с содержанием серы от 0,06 до 0,29 %, а по содержанию парафина колеблется от +46⁰С до 60⁰С.

Согласно проекту основных положений технологической классификации нефтей, а также согласно физико-химической характеристике нефтей месторождения Южно-Сухокумского, последние следует отнести к 1 классу по содержанию серы (0,06-0,29 %) и к сорту Т ₁ в зависимости от выхода фракций, выкипающих до 300⁰С (от 34 до 50 %).

Высокое содержание парафина и малое асфальтово-смолистых веществ позволяет считать нефти Южно-Сухокумского месторождения сырьем для выработки парафина и масел. Кроме того, представляются широкие возможности в использовании дистиллятов этих нефтей для различных видов органического синтеза (моющие средства, деамульгаторы и др.)

Исходя из статистически непредставительной выработки по глубинным пробам нефти, подсчетные параметры свойств нефтей в подсчете запасов 1975 г. Были приняты следующим образом: плотность дегазированной нефти- по поверхностным пробам; пересчетный и объемный коэффициент- по имеющимся глубинным пробам; величины газосодержания- по фактическим данным разработки залежей. После подсчета запасов 1975 г. Отобрано 69 поверхностных и 3 глубинные пробы. Причем глубинные пробы нефти отобраны и исследованы только из пласта VIII₂, из которого ранее пробы не отбирались. Увеличившаяся статистика по поверхностным пробам не изменила средних значений подсчетных параметров нефтей. Поэтому в настоящей работе подсчетные параметры свойств нефтей не изменились по сравнению с подсчетом запасов 1975 г. Из пласта XI пробы не отбирались, поэтому подсчетные параметры свойств нефтей по данному объекту приняты по аналогии с XI пластом соседнего Мартовского месторождения, запасы которого стоят на Государственном балансе.

Таблица 2.5. Рекомендуемые подсчетные параметры свойств нефтей по продуктивным объектам Ю-Сухокумского месторождения

Параметры	Купол	Пласты
		VIII2	IX	XI	XII	XIII1+2	VI+VII
Газосодержание, м 3/т	Ю-З	166,7	177,2	170	212,8	207,8	-
	С-В	162	165,7		166,5	194,7	159
Плотность разгазированной нефти, г/см 3	Ю-З	0,817	0,822	0,822	0,826	0,828	-
	С-В						0,835
Объемный коэф., д. ед.	Ю-З	1,51	1,51	1,5	1,655	1,46	-
	С-В						1,42
Пересчетный коэф., д. ед.	Ю-З	0,66	0,66	0,667	0,61	0,68	-
	С-В						0,7

Свойства и состав растворенного газа.

Для рассмотрения и изучения состава попутных газов Южно-Сухокумского месторождения имеются данные по 34 скважинам различных продуктивных горизонтов.

По полученной характеристике можно отметить, что газ в основном состоит из углеводородов. Удельный вес газа колеблется в пределах от 0,712 до 1,168 (по отношению к воздуху).

В углеводородном составе исследованных газов преобладающим компонентом является метан. Количество метана в этих газах изменяется от 20,23 до 65,93 весовых %, этана от 6,8 до 27,39 %, пропана от 1,2 до 22,2 %, изобутана от 1,17 до 12,6 %, нормальных бутанов от 1,6 до 14,55 %, пентанов и выше от 0,90 до 17,8 %.

Суммарное количество углекислого газа и сероводорода довольно значительное от 1,4 до 20,8 %. Содержание азота тоже сравнительно высокое от 0,06 до 12,8 %, в одной пробе из скважины № 25 IX пласта достигает 40 %.

Средние значения компонентов газа по пластам приведены в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Компонентный состав выделившегося газа пластовой нефти Ю-Сухокумского месторождения (% % мол.)

Наименование компонента	Численные значения по пластам
	VIII2	IX	XI	XII	XIII1	XIII2	VI-VII
Двуокись углерода	4,65	4,65	2,05	2,05	2,54	2,8	8,62
Азот	3,5	3,5	4,62	4,62	2,04	3,1	3,89
Метан	64,4	64,4	59,94	59,94	66,89	65,8	62,56
Этан	11,4	11,4	14,43	14,43	17	17	10,64
Пропан	8,6	8,6	10,21	10,21	7,22	7,2	7,44
Изобутан	1,7	1,7	2,08	2,08	1,18	1,1	2,03
Норм. Бутан	3,3	3,3	3,67	3,67	1,82	1,8	2,51
Пентан+высшие	2,45	2,45	3	3	1,31	1,2	2,31

По результатам исследования свойств нефтей и газов можно сделать следующие выводы: все пласты имеют однотипные физико-химические характеристики нефти и газа.

Практически полное отсутствие качественных глубинных проб нефти из продуктивных объектов привело к использованию для подсчета запасов данных по поверхностным пробам, что не совсем корректно.

В подсчет запасов нефти и растворенного газа по продуктивным пластам Ю-Сухокумского месторождения были приняты значения параметров, представленные в табл. 2.5.

Физико-химическая характеристика пластовой нефти (однократное разгазирование) и по поверхностным пробам продуктивных пластов Южно-Сухокумского месторождения представлена 2.3.1.

2.4 Пластовое давление и пластовая температура

По месторождению пластовые давления замерялись в скважинах объектов: VIII, IX, XI, XII, XIII, VI-VII.

Динамика по пластовым объектам приведена на рис. 2.1 и 2.2.

По объекту VIII начальное пластовое давление определено на основании замера в скв. № 3 в сентябре 1961 г. И составляло 43,2 МПа.

По объекту IX (северо-восточный купол) первый замер пластового давления был выполнен в скв. № 22 в период выступления ее в эксплуатацию (июль 1983 г.). Но за начальное пластовое давление была принята величина, определенная по графику зависимости начальных пластовых давлений от глубины залегания продуктивных пластов месторождений Равнинного Дагестана, т.е. 35 МПа.

По объекту XI (северо-восточный купол) начальное пластовое давление 35 МПа.

По объекту XII (юго-западный купол) начальное пластовое давление определено на основании замера в скв. № 2 (сентябрь 1959 г.), т.е. 36,14 МПа.

По объекту XII (северо-восточный купол) первые замеры пластового давления были выполнены в скв. № 48 в период вступления в эксплуатацию (июль 1967 г.). Однако за начальное пластовое давление принята величина, определенная по аналогии с XII объектам (юго-западный купол), т.е. 35.97 МПа.

По объекту XII (северо-восточный купол) первые замеры давления проводились в ноябре 1959 г. И июле 1960 г. В скважине № 5. Величина замеров составила 36,36 МПа, оно и принято за начальное давление на залежи.

По объекту XIII (юго-западный купол) первые замеры давления были проведены в скв. № 35 в марте 1969 г., но они оказались некачественными. Поэтому за начальное пластовое давление была принята величина 36,36 МПа, т.е. по аналогии с XIII объектом (северо-восточный купол).

По объекту VI-VII (северо-восточный купол) начальное пластовое давление определено по результатам трех замеров в скв. № 36, выполненным в марте 1966 г. и составляет 38,89 МПа.

Анализ динамики пластового давления по всем объектам Южно-Сухокумского месторождения свидетельствует о зависимости его от отборов жидкости в процессе разработки. Наращивание отборов жидкости, особенно впервые годы разработки, приводило к снижению текущего пластового давления; в периоды стабильной добычи текущее пластовое давление находилось на одном уровне, существенное снижение добычи приводило к росту текущего пластового давления.

Таблица 2.3. Сопоставление начальных и текущих пластовых давлений

Объект разработки	Рпл.нач., МПа	Рпл. текущее на дату последнего замера, МПа	Рнасыщ., МПа
VIII2 (скв)	34,2	8.2006г. 23.67	18.8
VIII2(юзк)	34,2	4ю 2010г. 27.50	18.8
IX (скв)	34,6	6.1989г. 26.94	22.8
IX (юзк)	34,67	10.1986г. 31.21	22.8
XI (скв)	35,00	8.1989 29.36	-
XII (скв)	35,97	7.1998г. 29.79	25.5
XII (юзк)	36,14	6.1988г. 31.16	25.5
XIII (скв)	36,36	5.1996г. 34.43	18.8
XIII (юзк)	36,36	6.1976г. 33.60	18.8
VI-VII (скв)	38,89	7.1992г. 37.41	18

Несмотря на снижение пластового давления по отношению к первоначальному в процессе разработки, на дату последних замеров пластового давления по всем залежам Южно-Сухокумского месторождения пластовое давление оставалось выше давления насыщения.

Пластовая температура по интервалам:

0-910 м-40⁰С 91-2370-113⁰С

2370-2505-117⁰С 2505-2745-122⁰С

2745-3325-135⁰С 3325-3450-139,5⁰С

3450-3775-148⁰С 3775-3890-151⁰С

3890-4160-159⁰С 4100-4500-168⁰С

2.5 Разработка Южно-Сухокумских нефтяных месторождений

Впервые промышленная нефть на Южно-Сухокумском месторождении была получена в 1959 г. В 1962 г. Был осуществлен первый подсчет запасов нефти и газа. На его основе в 1964 г. ЦНИЛом объединения "Дагнефть" была составлена предварительная "Технологическая схема разработки IX (северо-восточный и юго-западный купола), XII (юго-западный купол) пластов нижнего мела и XIII₂ (северо-восточный купол) пласта верхней юры". В технологической схеме расчеты показателей разработки залежей были произведены до 1970 г.

Разработку XIII₂ и IX пластов северо-восточного купола предусматривалось осуществлять с поддержанием пластового давления путем законтурного нагнетания воды. Для этого предполагалось использовать 3-4 нагнетательные скважины, одну из которых надо было пробурить. Фактически закачка воды не была начата.

Полученные фактические показатели разработки существенно отличались от проектных, что было обусловлено, прежде всего, недостаточной изученностью залежей в период проектирования их разработки. В связи с получением в 1963-1964 г.г. новых геолого-промысловых материалов в 1966г. Объединением "Дагнефть" по Южно-Сухокумскому месторождению был произведен пересчет запасов нейти и газа. На его основе в 1967-1968г.г. была составлена "Технологическая схема разработки IX, XII, XIII пластов нижнего мела и VI пласта юрских отложений месторождения Южно-Сухокумское Даг. АССР". Для пластов северо-восточного купола XII, VI-VII и XIII₁₊₂-это первый документ по проектированию их разработки.

Был рекомендован к внедрению 1-ый вариант разработки, который предусматривал разработку залежей осуществлять без поддержания пластового давления с переходом на безкомпрессорный газлифтный способ эксплуатации скважин после прекращения их фонтанирования.

Проектное число добывающих скважин-36, из них должны быть пробурены-9. Предусматривалось также бурение 5 резервных скважин. После достижения высокого обводнения (80-90 %) скважины должны были переводиться на повышенные отборы.

Разработка месторождения осуществлялась с отклонением от технологической схемы. Так, фактические отборы нефти оказались ниже проектных; наибольшие расхождения отмечались по залежам северо-восточного купола VI-VII, XII, XIII пластов. Это было связано с отставанием в разбуривании скважин, длительными простоями отдельных скважин в ожидании проведения изоляционных работ и отсутствие газлифтного способа эксплуатации. Фактически более низкие уровни отборов нефти по залежам при большем, чем запроектировано, обводнении в основном были связаны с завышением запасов, принятых в технологической схеме.

В 1977г. Были уточнены параметры, характеризующие залежи и был произведен пересчет запасов нефти и газов. Пересчитанные в 1977г. Начальные балансовые и извлекаемые запасы по пластам северо-восточного купола XII, XIII и VI-VII оказались существенно ниже. "Уточненный проект разработки залежей нефти Южно-Сухокумского месторождения" был составлен по состоянию на 01.01.1978г.

На месторождении было выделено 6 объектов разработки: 2 на юго-западном куполе (IXи XIII), 4- на северо-восточном (IX, XII, XIII, VI-VII). Данные эксплуатации и последующие испытания пласта XII (юго-западный купол) свидетельствовали о полном его заводнении с точки зрения его доразработки пласт не представлял интереса.

В "Уточненном проекте разработки…" были рассмотрены 3 варианта доразработки месторождения. В этом варианте предусматривался газлифтный способ эксплуатации скважин с 1981г. Для практического внедрения был рекомендован 1-ый вариант разработки.

Выработку оставшихся запасов из рассматриваемых залежей, кроме VI-VII пластов, предлагалось осуществлять имеющимся фондом скважин. по пласту VI-VII в повышенных частях пласта предусматривалось бурение 2-х добывающих скважин. Фонд добывающих скважин по месторождению в целом составлял 42 скважины. Кроме того, в случае необходимости. Было предусмотрено бурение 2-х резервных скважин.

Система размещения добывающих скважин: по IX(юзк)-однорядная с плотностью сетки скважин-191 га/скв; по IX(скв)-трехрядная с плотностью сетки скважин-37 га/скв; по XII(скв)-однорядная с плотностью сетки скважин-47 га/скв; по XIII(юзк)-четырехточечная с плотностью сетки скважин-28,8 га/скв; по XIII(скв)-трехрядная с плотностью сетки скважин-29,3 га/скв; по VI-VII-трехрядная с плотностью сетки скважин-29,7 га/скв.

Расчет технологических показателей разработки был произведен 1998г.

Месторождение находится на заключительной стадии разработки, поэтому расчеты были выполнены по месторождению в целом, базируясь на XIII и VI-VII объекты, исходя из наличного фонда скважин. Был предусмотрен ввод из бездействия и консервации 4-х скважин. Бурение новых скважин на проектируемый период не намечалось.

Глава 3. Проектирование бурения скважины. Исходные данные для проектирования бурения вертикальной скважины

Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств, для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации. При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектирование многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-геофизических условий бурения. Представленная ниже схема проектирования технологии бурения является обобщением научных и практических достижений в отрасли за последние десятилетия.

Исходные данные:

- цель бурения и назначение скважины;

- проектный горизонт;

- проектная глубина по вертикали;

- пластовые давления и давления гидроразрыва пород стратиграфических горизонтов;

- профиль скважины (вертикальная, наклонно-направленная) и его характеристики (величина отклонения от вертикали, темп изменения утла и азимута искривления); характеристика пород по крепости;

- физико-механические свойства пород;

- литологическое строение разреза пород;

- азимут бурения;

- максимальный зенитный угол;

- максимальная интенсивность изменения зенитного угла;

- отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта;

- коэффициент ковернозности;

- способ бурения;

- вид привода;

- вид монтажа;

- максимальная масса колонны;

3.1 Глубина скважины

Выбор глубины бурения скважины осуществляется на основании данных разработки соседних залежей. Исходя из этих данных, проектной глубиной бурения являются нижне-триассовые отложения на глубине 4500 м.

3.2 Обоснование конструкции

Выбор глубин спуска и количества обсадных колонн. По литологической характеристике разреза выделяем интервалы пластовых давлений:

Интервал, м: Пластовое давление, мПа:

от 0 до 910……………………………………..9,8

от 910 до 2370…………………………………26,8

от 2370 до 4160……………………………….44,5

от 4160 до 4500………………………………48,8

Для указанных интервалов находим значения эквивалентных градиентов пластовых давлений по формуле:

Для первого интервала: = =1,08;

Для второго: =1,13;

Для третьего: =1,7;

Для четвертого: =1,1;

Строим график изменения пластового и гидростатического давлений бурового раствора в координатах глубина- эквивалент градиента давления. Для этого наносим на график значения эквивалентов градиентов пластовых давлений и строим кривые. Параллельно оси ординат проводим линии касательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов пластовых давлений. Эти линии определяют граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов.

Аналогично строим кривую эквивалентов давлений гидроразрыва и давлений, вызывающих поглощения бурового раствора.

Выделяем интервалы с аномальной характеристикой давлений гидроразрыва:

Интервал, м: Давление гидроразрыва мПа:

от 0 до 910…………………………………………………15,8

от 910 до 2370……………………………………………..40,3

от 2370 до 4160…………………………………..……..….72

от 4160 до 4500……………………………………………..72

Определяем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрывов пластов для интервалов:

Для пятого: = =1,73;

Для шестого: =2,07;

Для седьмого: = 1,73;

Для восьмого: =1,62.

Наносим на график значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрывов и давлений поглощений и строим кривые.

Параллельно оси ординат проводим линии касательные к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов давлений поглощений бурового раствора.

Полученные зоны являются зонами совместимых условий бурения. В связи с наличием четырех зон крепления конструкция скважины будет представлена четырьмя обсадными колоннами.

Рис. 3.1. Зоны совместимых условий бурения

Выбор диаметра эксплуатационной колонны и согласовываются диаметры обсадных колонн и долот. Обсадная колонна должна быть прочной и обеспечить изоляцию продуктивных горизонтов, максимальное использование пластовой энергии для транспорта добываемых нефти и газа, достижение необходимого режима эксплуатации, максимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения.

Число колонн - 4.

Исходя из предполагаемого суточного дебита, подбираем трубу диаметром по ГОСТ 127 мм на глубину 4500-3900 м.

Расчетный диаметр долота определяется по формуле:

=+2д;

где- диаметр соединительной муфты спускаемой обсадной колонны; д-зазор между стенками ствола скважины и диаметром муфты.

1) Эксплуатационная колонна

Расчетный диаметр долота для бурения под эту колонну:

=127+15=142,9 мм,

Выбор ближайшего нормализованного диаметра по ГОСТ 20692-75

=151.

Внутренний расчетный диаметр колонны:

=151+2=167 мм

2) Потайная колон

Нормализованный диаметр колонны по ГОСТ 632-80.

=178 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эту колонну:

=178+20=198 мм,

Выбор ближайшего нормализованного диаметра по ГОСТ 20692-75:

=215,9.

Внутренний расчетный диаметр колонны:

=215,9+2= 235,9 мм.

3)2 промежуточная

Нормализованный диаметр колонны по ГОСТ 632-80:

=245 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эту колонну:

=245+30=275 мм,

Выбор ближайшего нормализованного диаметра по ГОСТ 2069280:

=295,3

Внутренний расчетный диаметр колонны:

=295,3+2=315,3 мм.

4) 1 промежуточная

Нормализованный диаметр колонны по ГОСТ 632-80:

=324 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эту колонну:

=324+2=364 мм,

Выбор ближайшего нормализованного диаметра по ГОСТ 2069280:

=393,7.

Внутренний расчетный диаметр колонны:

=393,7+2=423,7 мм.

5) кондуктор

Нормализованный диаметр колонны по ГОСТ 632-80:

=426 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эту колонну:

=426+2=496 мм,

Выбор ближайшего нормализованного диаметра по ГОСТ 2069280:

=490.

Внутренний расчетный диаметр колонны:

=490+2=450 мм.

6) направление

Нормализованный диаметр колонны по ГОСТ 632-80:

=630 мм.

Конструкции проектируемых скважин глубиной 4500 м, согласно совмещенному графику пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, может быть, в принципе, двухколонной, так как на графике выделяется две зоны совместимых условий бурения.

Однако, учитывая различный характер возможных осложнений и технико-экономические условия проводки скважин, а также недостаточную достоверность геологических данных, можно выделить следующие зоны крепления скважин, которые и определяют число обсадных колон и глубины их спуска: 0-1200 м, 1200-4100 м, 4100-4300 м, 4300-4500 м.

1. Кондуктор Ш- 426 мм спускается на глубину 30 м. Цель спуска- предохранения устья скважины от размыва циркулирующим буровым раствором, предотвращения грифонообразований и сообщений скважины с шурфом при бурении под 1 промежуточную колонну. Цементируется до устья.

2. Первая промежуточная колонна Ш- 324 мм спускается на глубину 1200 м в кровельную часть майкопской серии с целью изоляции неустойчивой части разреза, где возможны поглощения глинистого раствора плотности более 1,23 г/см³, а также для установки превентеров. Цементируется колонна до устья.

3. Вторая промежуточная колонна Ш- 245 мм спускается на глубину 4100 м в подошвенную часть верхнего триаса перед вскрытием отложений анизийского яруса среднего триаса, где возможны нефтегазопроявления. Кроме того, спуском на глубину 4100 м достигается укрепления устья скважины перед вскрытием продуктивных объектов. Цементируется колонна до устья.

Третья промежуточная(потайную) колонна Ш 178 мм устанавливается в интервале 3900-4300 м для перекрытия анизийского яруса, где возможны поглощения бурового раствора плотности более 1,23 г/cм ³. Цементируется на всю длину.

Эксплуатационную колонну Ш 127 мм спускается до проектной глубины 4500 м с целью перекрытия перспективных в нефтегазовом отношении объектов, дальнейшего их опробования и эксплуатации. Цементируется до 3700 м от устья для предупреждения межколонных проявлений.

3.3 Выбор типа долот

Подбираем типы долот в соответствии с физико-механическими свойствами залегающих пород и на основании имеющегося опыта бурения на данной площади.

1) При бурении подкондуктор (в интервале от 7 до 30 м) используем трехшарошечное долото С-ЦВ диаметром 490; длиной 0,63 м; массой 316 кг и нормой проходки 37 м т.к. породы в этом интервале представлены мягкими глинами, рыхлыми, разнозернистыми песчаниками и песками. Примечание- бурение и проработка в интервале 0-30 м.

2) При бурении под первую промежуточную колонну (в интервале от 30 до 910 м) используем трехшарошечное долото М-ЦВ диаметром 393,7; длиной 0,53 м; массой 164 кг и нормой проходки 629 м т.к. здесь помимо таких пород как песчаники и глины встречаются абразивные породы средней твердости такие как алевролиты(мелкозернистые, слоистые, кварцевые, среднезернистые).

3) При бурении под вторую промежуточную колонну (в интервале от 1200 до 2370 м) используем трехшарошечное гидромониторное долото М-ГВ диаметром 295,3; длиной 0,53 м; массой 164 кг и нормой проходки 108 м. В этом интервале залегают плотные, слоистые глины и кварцевые песчаники).

В интервале от 2370 до 2505 используем трехшарошечное гидромониторное долото СЗ-ГАУ диаметром 295,3; длиной 0,42 м; массой 77кг; нормой проходки 55 м т. к. в этом интервале залегают средние и твердые породы, представленные мергелями и известняками.

При бурении в интервале от 2505 до 4100 м используем такие долота как: С-ГНУ, СГВ, С-ГНУ, СЗ-ГНУ диаметром 295,3. В этом интервале пласты сложены глинистыми мергелями, пелитоморфными известняками, кварцевыми алевролитами, плотными доломитами и крепкими аргиллитами.

4) при бурении под потайную колонну в интервале от 4100 до 4300 м используем трехшарошечное долото С-ГН, СЗ-ГАУ диаметром 215,9; длиной 0,35 м; массой 45 кг; нормой проходки 15 м. здесь преимущественно твердые породы, представленные туфопесчаниками, плотными и слоистыми туфоалевролитами и туфоаргиллитами, плотные мергели и каверновые известняки.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале от 4300 до 4500 м применяем долото диаметром 151С-ЦВ; длиной 0,245; массой 13,9; нормой проходки 10 м., в этом интервале плотные аргиллиты, органогеновые известняки и крепкие сланцы.

3.4 Выбор бурильной колонны и конструкции ее низа

Для бурения глубоких вертикальных скважин в осложненных условиях роторным способом бурения рекомендуется применять трубы типа ТБВК, ТБНК, ТБС и ТБПВ. Диаметр бурильных труб выбирается в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения.

Под долото диаметром 151 мм, исходя из условий бурения, подбираем УБТ диаметром 120 мм. Далее выбираем диаметр бурильной колонны в зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны и способа бурения. Способ бурения роторный, диаметр предыдущей обсадной колонны 178 мм, подбираем бурильной трубу диаметром 89 мм.

Определив диаметр УБТ, вычисляем ее длину по формуле:

L_УБТ=;

=0,000634 МН;

L_УБТ==116 м;

Вес УБТ составляет Q_УБТ= 116 · 0,000634= 0,0735МН.

При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость, а потом на статическую прочность.

Диаметр бурильных труб 120 мм. Над УБТ устанавливаем трубы ТБВК 89х 9-Д ГОСТ 631-75.

Расчет на выносливость. Определяем переменные напряжения изгиба по формуле:

у_а=;

где I-осевой момент инерции сечения трубы, см⁴,

I=(D⁴-d⁴),

D и d-наружный и внутренний диаметры трубы, см;

I=(8,9⁴-7,1⁴)=182,9 см ^4;

I=182,9см ⁴; 63,5кг (по табличным данным).

Тогда длина полуволны для сечения над УБТ определяется по формуле:

L₀===10,99 м;

где щ - угловая скорость вращения колонны, рад/с;q - масса 1 м бурильных труб.

щ =;

где n - частота вращения долота.

щ ==6,28 рад/с;

По табл. данным диаметр замка D_з=118 мм.

Определяем стрелу прогиба колонны.

f= 0,5(D_скв- d_з);

где Dскв - диаметр скважины,

Dскв = 1,1Dд,

где Dд - диаметр долота, dз - диаметр замка.

f=0,5(1,1·15,1-11,8) = 2,4 см.

По табл. W_изг=43 см ³. Тогда переменные напряжения изгиба:

у_а=;

отсюда у_m=2х 8,75=17,5

В соответствии с "Общими рекомендациями по расчету бурильных труб" (у_-1)_Д=65МПа; (k_у)=6;(ц_у)_Д=0,1/6=0,016.

Коэффициент запаса прочности на выносливость вычисляется по формуле:

n;

Коэффициент запаса прочности на выносливость должен быть n? 1,9.

n,19, что достаточно.

Расчет на статическую прочность.

Определяем растягивающее напряжение по формуле:

у_р=

где k - коэффициент дополнительных сопротивлений (k = 1,15), Q_БТ - вес всех труб данной секции, Q_УБТ - вес УБТ, Р ₀ - перепад давления на долоте в Па (0,1 0,35), F_к - площадь поперечного сечения канала трубы,F_тр - площадь поперечного сечения тела трубы в.

Принимаем длину первой секции, составленную из труб ТБВК 89х 11-Д ГОСТ 631-75, равную 416 м. Вес этой секции составляет Q_б.т.=416·207=86112=0,086 МН.

Подставляем в вышеприведенную формулу следующие значения:

Q_б.т.=0,086 МН;Q_УБТ=0,0735 МН;³;= 44,2 см ²; =7,85 г/см ³; =26,6 см ²; k=1,15, получим:

у_р=

мощность на вращение бурильной колонны определим по формуле:

N_в=1,35·10^-4LD²()¹;

где L - длина колонны в м, D - наружный диаметр бурильных труб в м, n-частота вращения бурильной колонны, D_дол - диаметр долота в м, с_б.р. - плотность бурового раствора, г/см³.

N_в=1,35·10^-4·416·0,89²()^1,5·0,15^0,5·1,14=9,09 кВт;

мощность на вращение долота рассчитываем по формуле:

N_д=с·10^-4·398n·;

где с - коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости с=6,95), Р_дол - осевая нагрузка на долото в МН.

N_д=6,95·10^-4·398^0,4·0,16^1,3·=11,35 кВт;

крутящий момент для вращения бурильной колонны:

М_кр=974000;

где Nв - мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны в кВт, Nд - мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n - частота вращения снаряда.

М_кр=974000=331809,3Нсм;

напряжения кручения:

ф=М_кр/W_кр;

W_кр=(-

момент сопротивления при кручении бурильной колонны;

W_кр=(=(=82,31 см³;

ф=331809,3 /82,31=4031,21Н/см ²= 40,31МПа;

коэффициент запаса прочности:

n===4,17, что допустимо (>1,45).

Задаемся глубиной спуска второй секции, составленную из труб ТБВК 89х 9-К ГОСТ 631-75, равной 1216 м; трубы из стали группы прочности К. Расчет проводим аналогично приведенному.

Вес труб 1216·174=211584 Н=0,212 МН.

у_р=

N_в =1,35·10^-4·1216·0,89²()^1,5·0,15^0,5·1,14=26,59 кВт;

N_д=11,35 кВт;

М_кр=974000=615892,6Нсм;

ф=615892,6 /82,31=7482,59 Н/см ²= 74,85 МПа;

n===2,65, что допустимо.

Таким образом, длина второй секции составит:

L₂=l_{доп. 9К}-l_доп.11д=1216-416=800 м.

Третью секцию составляем из труб ТБВК 114х 11-Е ГОСТ 631-75, группы прочности E. Допустимую глубину спуска принимаем 2922м;

Вес труб 2622·228=597816 Н=0,599 МН.

у_р=

N_в =1,35·10^-4·2622·0,114²()^1,5·0,21^0,5·1,25=31,18 кВт;

N_д=11,35 кВт;

М_кр=974000=518009,95 Нсм;

ф=518009,95 /82,31=6293,40 Н/см ²= 62,93 МПа;

n===2,09, что допустимо.

Длина третьей секции равна l₃=l_{доп 9.Е}-l_{доп. 9К}-l_УБТ=2622-1216-116=1290 м.

Четвертую секцию составляем из труб ТБВК 127х 10-Л ГОСТ 631-75, группы прочности Л. Допустимую глубину спуска принимаем равной глубине скважины, т.е. 4500 м.

Вес труб 4500·283=1273500 Н=1,275 МН.

у_р=

N_в =1,35·10^-4·4500·0,127²()^1,5·0,21^0,5·1,25=37,23 кВт;

N_д=11,35 кВт;

М_кр=974000=591698,17Нсм;

ф=591698,17/82,31=7188,65 Н/см ²= 71,88 МПа;

n===1,45, что допустимо.

Таким образом, длина второй секции составит:

L₄=l_{доп 10.К}-l_{доп 9.Е}-l_{доп. 9К}-l_доп.8д=4500-2622-1216-116=546 м.

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.4.1. Конструкция бурильной колонны

Показатели	Номера секций снизу вверх
	1	2	3	4
Толщина стенки, мм	11	9	9	10
Группа прочности материала труб	Д	К	Е	Л
Интервал расположения, м	0-416	416-1216	1216-2622	2622-4500
Длина секции, м	300	800	1290	546
Вес 1 м труб, Н/м	207	174	228	283
Вес, МН:
секции	0.0601	0,139	0,294	0,154
Общий бурильных труб	0,647
Общий бурильной колонны (с учетом УБТ)	0,719

3.5 Выбор параметров глинистого раствора

Параметры глинистого раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями при условии качественного вскрытия продуктивных горизонтов.

Разрез скважины представлен породами, склонными к обвалам и осыпям при снижении противодавления на стенки скважин. Также присутствуют напорные водогазонефтепроявляющие горизонты.

Рецептура и методы обработки бурового раствора выбраны поинтервально в зависимости от геолого-технических условий проводки скважины на основании опыта бурения на площадях ОАО "Дагнефть".

Плотность бурового раствора определяется на основании данных о пластовых давлениях согласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Плотность бурового раствора по формуле:

с=;

где - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым, величина которого зависит от глубины залегания пласта;

- пластовое (поровое) давление на глубине , кг/м 2

- ускорение свободного падения, м/с 2 ( м/с 2);

- текущая глубина скважины, м;

В интервале от 0 до 1200 м возможны незначительные осыпи, частичные поглощения и сальникообразования поэтому используем полимер- глинистый раствор на водной основе. Пластовое давление в этом интервале составляет 12,8 МПа.

с_б.р.==1,19 г/см ³;

Условную, вязкость, водоотдачу и СНС подбираем по ГОСТ 33213-2014:

Плотность - 1,18-1,23 г/см ³

Вязкость - 30-45 с

Водоотдача - 4,0-5,0 см³/30 мин

СНС 1мин-15/20, 10мин-20/30 мг/смІ.

В интервале 1200-4100возможны осыпи породы, для их предотвращения используем гуматный эмульсионный глинистый раствор. Пластовое давление в этом интервале 32,8 МПа.

с_б.р.==1,22 г/см ³;

Плотность - 1,22-1,28 г/см ³

Вязкость - 35-45 с

Водоотдача - 3-4 см ³/30 мин

СНС 1 мин - 15/20, 10мин-30/50 мг/смІ.

В интервале 4100-4500возможны нефтегазопроявления. Применяем полимерхромглиносульфанатный эмульсионный раствор. Пластовое давление 48,8 МПа.

с_б.р.==1,18 г/см ³;

Плотность - 1,22-1,23 г/см ³

Вязкость - 35-40с.

Водоотдача - 3-4 см ³/30 мин

СНС 1 мин - 15/20, 10 мин - 30/50 мг/смІ.

3.6 Выбор режима бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото , кН; частота вращения инструмента , мин-1; расход промывочной жидкости , л/с; качество циркуляционного агента.

При оптимальном выборе этих величин используем результаты исследований бурения опорно- технологических скважин на данной площади.

Параметры режима бурения следующие:

Для первого интервала:

Осевая нагрузка на долото С-ЦВ диаметром 151 мм, Р_д=49,03 кН; частота вращения n=6,28 рад/с; расход промывочной жидкостиQ=10 л/с.

Для второго интервала:

Осевая нагрузка на долото С-ГН диаметром 215,9 мм, Р_д=58,83 кН; частота вращения n=6,28 рад/с; расход промывочной жидкости Q=15,7 л/с.

Для третьего интервала:

Осевая нагрузка на долото М-ГВ диаметром 295,3 мм, Р_д=176,51 кН; частота вращения n=7,33 рад/с; расход промывочной жидкости Q=31,5 л/с.

Для четвертого интервала:

Осевая нагрузка на долото М-ЦВ диаметром 393,7 мм, Р_д=117,67 кН; частота вращения n=8,37 рад/с; расход промывочной жидкости Q=59,6 л/с.

Для пятого интервала:

Осевая нагрузка на долото С-ЦВ диаметром 490 мм, Р_д=19,6 кН; частота вращения n=12,5 рад/с; расход промывочной жидкости Q=33,9 л/с.

3.7 Выбор бурового станка

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина (4500 м) и конструкция скважины.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности, обусловливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб. После выбора и расчета конструкции скважины и бурильной колонны установлен вес(МН):

кондуктора - 0,03

первой промежуточной колонны - 0,91

второй промежуточной колонны - 2,01

потайной колонны - 0,21

эксплуатационной колонны - 1,15

бурильной колонны для бурения под эксплуатационную колонну-0,71

Для бурения скважины глубиной 4500 м могут быть использованы установки классов БУ-4000 и БУ-5000. Определяем предельные веса колонн для установок этих классов:

(4000+400)30=132000 кг=1,29 МН;

(5000+500)30=165000 кг=1,61 МН;

В связи с тем, что максимальный вес бурильной колонны составляет 0,71 МН, выбираем класс буровой установки БУ 4000.

Для этой установки по ГОСТ (26.02.897-73) допускаемая нагрузка в процессе проводки и крепления скважины составляет 2,0 МН.

Определяем максимальную нагрузку от веса бурильной колонны с учетом расхаживания: 0,71·1,25=0,88 МН.

Определяем нагрузку от веса самой тяжелой обсадной колонны с учетом расхаживания:2,01·1,15=2,31 МН.

В связи с тем, что 2,31>2,0, буровая установка БУ-4000 не подходит, поэтому выбираем установку класса БУ-5000 с допускаемой нагрузкой в процессе проводки и крепления скважины 2,5 МН. Данному классу соответствуют буровые установки Уралмаш 3Д-76, Уралмаш 4Э-76, Уралмаш 3Д-ГТП.

Учитывая конкретные условия бурения и обеспеченность данного УБР установками соответствующего типа, принимаем буровую установку 3Д-76. Основные технические данные той установки следующие:

Условная глубина бурения - 5000 м;

Допускаемая нагрузка на крюке - 2,5 МН;

Мощность на приводном валу лебедки - 885 кВт;

Приводная мощность насоса - 585 кВт;

Диаметр талевого каната - 32 мм;

Основные элементы установки:

Кронблок - УЗ-200-3

Талевый блок - крюкоблок

Вертлюг- УВ-250; Ротор- Р-560; Лебедка- У 2-5-5; Насос - У 8-6МА 2.



Глава 4. Геолого-технический наряд на бурение скважины



Глава 5. Ожидаемый экономический эффект

Технико-экономический анализ разработки Южно-Сухокумского месторождения проводился по одиннадцати выделенным эксплуатационным объектам и одному суммарному варианту для месторождения в целом.

Показатели, характеризующие экономическую эффективность проекта, рассчитывались при условии реализации 30 % продукции на внешнем рынке (что соответствует фактическим условиям реализации продукции) при средней цене нефти марки "Urals" 44,66 $/bbl. Учтены транспортные и коммерческие расходы 47,3 (дол/т) и экспортная пошлина (80,6долл./т), курс доллара - 66,7 руб./долл.

Оценка эффективности разработки Южно-Сухокумского месторождения проведена с учетом затрат на ликвидацию скважин и прочих объектов нефтепромыслового обустройства, а также расходов на рекультивацию земель. Формирование ликвидационного фонда предусматривается в течение рентабельного периода эксплуатации пропорционально объему добычи нефти в динамике по годам.

5.1 Оценка стоимости скважины

Детальная информация об исходных данных, используемых в расчетах объемов эксплуатационных затрат и оценке ожидаемой экономической эффективности проекта приведена в таблице 5.1. и 5.2.

Таблица 5.1. Оценка стоимости скважины

	Показатели	Значение	Еденица измерения
1	ЦЕНА РЕАЛИЗАЦИИ
	Цена на внутреннем рынке
	- на нефть Цена на внешнем рынке -на нефть	1269, 44,66	руб./т дол./баррель
	ПЛАТЕЖИ И НАЛОГИ
	Налог -НДС -налог на добычу нефти -на прибыль -на имущество -единый социальный налог -плата за землю Страховой взнос на обязательное страхование от несчастных случаев Экспортная пошлина	18,0 3844,8 20,0 2,2 34,0 55,0 0,5 80,6	% руб./т % % % тыс. руб./скв % дол./т
	КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ
	Бурение скважин -стоимость строительства наконно-направленной (вертикальной) -стоимость строительства нагнетательной скважины -боковые горизонтальные стволы Промысловое обустройство -сбор и транспорт нефти -система поддержания пластового давления -технологическая подготовка нефти -оборудование для нефтедобычи Прочие затраты Природоохранные мероприятия	23,3 23,3 35,0 18000 10000 10 4352 10 10	тыс. руб./м тыс. руб./м тыс. руб./м тыс. руб./доб.скв.бур. тыс. руб./нагн.скв.бур. тыс.руб./скв.доб. тыс. руб./скв.доб % стоимости промыслового оборудования % от капит.
	ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ЗАТРАТЫ
	-фонд оплаты труда Обслуживание скважин: -обслуживание добывающих скважин Капитальный ремонт скважин (затраты в год) -добывающих скважин -нагнетательных скважин -электроэнергия на добычу нефти Расходы по искусств. воздействию на пласт -обслуживание нагнетательных скважин -стоимость воды для закачки в пласт Сбор и транспорт -нефти -технологическая подготовка нефти Методы воздействия на пласт -затраты на ввод скважины из консервации -затраты на ликвидацию	188,6 5281 888,1 493,6 11,54 255,7 4,7 94,53 52,04 8973,3 904,7	тыс. руб./скв.доб. тыс. руб./скв.доб. тыс. руб./скв.доб. тыс. руб./скв.наг. руб./т жидкости тыс. руб./скв.наг. руб./м 3 руб./т жидкости руб./т жидкости тыс. руб./скв. тыс. руб./скв.
	ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ДАННЫЕ
	Остаточная стоимость ОППФ Часть стоимости ОППФ, относящаяся к скважинам Норма амортизационных отчислений на реновацию скважин -на реновацию скважин -на реновацию обустройства -на реновацию оборудования Удельная численность Среднемесячная зарплата одного рабочего Курс рубля к доллару Доля экспорта нефти Число баррелей в тонне нефти Время создания ликвидационного фонда Стоимость ликвид. Объектов обустр. (без скв.)	0 0,32 14,3 14,3 14,3 1 15722 30 30 7,680 10 10	тыс. руб % % % % чел./скв. руб руб./дол. % Бар Годы %

5.2 Оценка дохода от реализации добываемой нефти и срок окупаемости затрат на бурение скважины

Таблица 5.2. Оценка дохода от реализации добываемой нефти

...

Показатели	Пласт XII
	Юго-Западная залежь
Проектный уровень добычи нефти, тыс. т.	14,8
Проектный уровень добычи нефтяного газа	3,15
Проектный срок разработки, лет	69
Накопленная добыча
-нефти, млн.т.	0,67
-жидкости, млн.т	1,725
-нефтяного газа, млн.м 3	142,58
Накопленная закачка воды, млн. м 3	0
Фонд скважин, всего:
В том числе: добывающих, скв.	2
нагнетательных, скв.	0
Фонд скважин для бурения: добывающих, скв.	2
боковых стволов, шт.	0
нагнетательных, скв.	0

Подобные документы

• Проект технологии бурения скважины на Коринской площади с детальной разработкой вопросов энергосбережения при промывке и СПО

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Выбор долот для бурения скважины. Составление гидравлической программы бурения. Организационно-производственная структура бурового предприятия. Сметный расчет бурения скважины Коринской площади.
  
  дипломная работа [949,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Проект разведочной скважины глубиной 540 метров

  Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.
  
  курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010
  

• Проект строительства новой разведочной скважины №281 Речицкого месторождения

  Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
  
  дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012
  

• Расчет бурильной скважины

  Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.
  
  курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016
  

• Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

  Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.
  
  курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016
  

• Оборудование для бурения нефтяных и газовых месторождений

  Классификация буровых установок для глубокого бурения. Основные блоки и агрегаты их взаимодействия. Факторы для обоснования конструкции скважины. Способы бурения, их характеристика. Цикл строительства скважины, монтаж и демонтаж бурового оборудования.
  
  отчет по практике [2,0 M], добавлен 05.05.2014
  

• Выбор бурового оборудования и расчет режимных параметров бурения скважины

  Правила выбора места заложения скважины. Расчет режимов бурения. Требования к качеству воды. Обоснование компоновок бурового снаряда. Технология вскрытия и освоения водоносного горизонта. Разработка технологии цементирования эксплуатационной колонны.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.02.2013
  

• Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края

  Ознакомление с основными сведениями о районе буровых работ и геологическом строении Песчаной площади. Проектирование конструкции скважины. Выбор оборудования буровой установки, породоразрушающего инструмента, технологии бурения и цементирования.
  
  дипломная работа [109,9 K], добавлен 07.09.2010
  

• Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины

  Литолого-стратиграфическая характеристика Нарыкско-Осташкинской площади. Выбор конструкции скважины, способа бурения, типа забойного двигателя. Выбор бурильной колонны и ее технологическая оснастка. Проектирование гидравлической программы промывки.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 02.02.2015
  

• Бурение скважин на участке Хрустальный месторождения Дукат

  Геологическое строение района. Геологические задачи и методы их решения. Топографо-геодезические и геофизические работы. Геолого-технические условия бурения. Выбор конструкции скважины. Выбор способа бурения. Виды осложнений и причины их возникновения.
  
  дипломная работа [3,6 M], добавлен 19.11.2015
  

• Проектирование геологоразведочной скважины на Яковлевском месторождении

  Геологическое описание месторождения. Характеристика геологического разреза. Обоснование способа и режимов бурения. Проектирование конструкции геологоразведочной скважины. Выбор бурового инструмента и оборудования. Мероприятия по увеличению выхода керна.
  
  курсовая работа [58,3 K], добавлен 07.11.2013
  

• Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

  Рассмотрение географического положения эксплуатационной скважины Северо-Прибережной площади. Характеристика стратиграфии, тектоники и нефтегазоносности данного района. Проектирование бурения и крепления скважины на нефтегазоконденсат глубиной 3025 метров.
  
  дипломная работа [363,3 K], добавлен 07.09.2010
  

• Проект проводки скважины при предварительной разведке месторождения Белоусовское

  Физико-географические сведения и местоположение месторождения. Геологическое строение участка, его тектоника и гидрогеология. Обоснование способа и вида бурения. Разработка конструкции скважины. Принципы и подходы к автоматизации работы водоподъемника.
  
  дипломная работа [588,4 K], добавлен 06.05.2015
  

• Выбор оптимального режима бурения на примере месторождения Самантепе

  Геолого-геофизическая характеристика месторождения Самантепе. Обоснование способа бурения и проектирование конструкции скважины. Определение породоразрушающего инструмента, расчет осевой нагрузки и частоты вращения. Проведение инженерных мероприятий.
  
  дипломная работа [60,7 K], добавлен 25.06.2015
  

• Техника разведки

  Технологии проведения геологоразведочных работ и проектирование геологоразведочных работ. Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Выбор и обоснование проектной конструкции скважины. Расчет параметров многоствольной скважины.
  
  курсовая работа [224,7 K], добавлен 12.02.2009
  

• Проект буровых работ на стадии оценки запасов рудного золота в пределах Центрально-восточного участка Михайловского железорудного месторождения

  Вещественный состав полезного ископаемого. Гидрогеологические исследования в скважинах. Выбор и обоснование способа бурения и профиля скважины. Колонковые наборы и вспомогательный инструмент. Проектирование технологического режима бурения скважины.
  
  дипломная работа [954,0 K], добавлен 15.06.2012
  

• Морское бурение разведочных скважин

  Выбор способа бурения и построения конструкции скважины. Проверочный расчет буровой вышки. Технология погружения обсадной колонны, отбора керна, вращательного бурения. Составление геологического наряда. Организация морского бурения, ликвидационные работы.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 14.06.2014
  

• Постановка поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади

  Цели и задачи поисково-оценочного бурения. Выбор типовой скважины и ее геологический разрез. Обоснование для постановки поисково-оценочного бурения на Иньвинской площади. Подсчет ожидаемых запасов нефти и газа. Ликвидация и консервация скважин.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 09.12.2010
  

• Технология и техника строительства разведочной скважины №5 Берямбинского месторождения

  Назначение и проектирование конструкции скважины. Отбор керна и шлама. Опробование и испытание перспективных горизонтов. Определение числа колонн и глубины их cпуска. Выбор способа бурения. Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов.
  
  дипломная работа [674,1 K], добавлен 16.06.2013
  

• Бурение скважин

  Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Предупреждение и ликвидация аварий в скважине. Извлечение обсадных труб и ликвидация скважины после выполнения задачи. Демонтаж буровой установки и перемещение на новую точку бурения.
  
  курсовая работа [368,9 K], добавлен 12.02.2009
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам