Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 3350 м на месторождении Южная Камылыджа

Замеры и отборы производятся

Примечание

на глубине, м

в интервал, м

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

5

6

7

1

КС, ПС, ДС, ГК, Инкл.

1:500

600

0

600

2

"

"

1100

600

1100

3

"

"

1600

1050

1600

4

"

"

2000

1550

2000

5

"

"

2400

2000

2400

6

"

"

2700

2350

2700

7

КС, ПС, ДС, ГК, Инкл., КПГИ

1:500; 1:200

3000

2650

3000

8

"

"

3350

2950

3350

9

ОЦК

"

600

0

600

10

ОЦК, АКЦ

"

2000

0

2000

11

ОЦК, АКЦ, ЛМ

"

3350

0

3350

Примечание: КПГИ ( м-б 1:200 ) включает в себя: КС, ПС, ДС, БК, БКЗ, ИК, МК, МБК, ГК, НГК, АК, резистивиметр, эл.термометр, каверномер-профилемер.

пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважин выбирается такой буровой раствор, чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового.

При вскрытии продуктивных горизонтов (пластов) обычно используют ту же технологию и тот же буровой раствор, что и при бурении остальной части ствола скважины. Очень часто продуктивные горизонты (пласты) вскрывают с применением буровых растворов на водной основе. В случае применения таких буровых растворов вода отфильтровывается в пласт. Объем отфильтровывающейся воды зависит от водоотдачи бурового раствора, продолжительности контактов с ним продуктивных горизонтов (пластов), степени дренированности пластов и разности гидростатического и пластового давлений.

Устранить все причины, вызывающие ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта (пласта), почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на продуктивный горизонт (пласт) можно следующими мероприятиями:

- при разбуривании и бурении продуктивного горизонта (пласта) его исследование, спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что позволит сократить время, в течение которого буровой раствор контактирует со стенками скважины в призабойной зоне;

- при вскрытии продуктивного горизонта (пласта) следует применять высококачественный буровой раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

В конечном счете должно быть обеспечено вскрытие продуктивного горизонта (пласта), гарантирующее длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.



3. Технико - технологическая часть

3.1 Выбор способа бурения

Выбор способа бурения - один из ответственных этапов бурения при проектировании технологии углубления скважины, так как определяет многие технические решения- режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и, как следствие технологию крепления скважины.

Исходные данные для выбора способа бурения является глубина бурения, забойная температура, профиль ствола скважины, диаметр долот и тип породоразрушающего инструмента.

Выбор способа бурения во многом обусловлен региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.п.)

С учетом анализа материалов по уже пробуренным на данной площади скважинам выбирается роторный способ бурения.

3.2 Выбор буровой установки для бурения скважины

Основными параметрами буровых установок являются: предельная нагрузка на крюке, условная глубина бурения. В этой работе я использую только один основной параметр для выбора буровой установки, допустимую глубину бурения. Бурение эксплуатационной скважины будет осуществляться на глубину 3350 метров. Таким образом для проведения проектируемых работ нам потребуется буровая установка Уралмаш 3Д - 76, которая соответствует нашим требованиям.

В соответствии с ожидаемой максимальной нагрузкой на крюке, и наличия парка буровых установок в УБР, экономически выгодным для данного района является буровая установка Уралмаш 3Д - 76.

Таблица 3.1

Выбор типа буровой установки и дополнительного оборудования

№№ п/п	Наименование	Вес колонн, тн
		кондуктор 324мм	промеж. колонна 244,5мм промежут. колонна 245мм	эксплуатац. колонна 140 мм
1	2	з	4 5	7
1.	Вес обсадной колонны	11,02	105,0	135,76
2.	Вес бурильной колонны при бурении под данную обсадную колонну	10,07	57,8	136,28

3.3 Обоснование конструкции скважины

При выборе обосновании конструкции эксплуатационной скважиы на площади Южная Камышлыджа учтены требования «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», «Регламента расчета промежуточных колонн при бурении скважин на площадях Государственного концерна «Туркменнефть» и использовались геолого-техническая информация по ранее пробуренным поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам на площади Южная Камышлыджа, аналогичным скважинам на соседних площадях и др.

Количество и глубина спуска промежуточных колонн определяется по принципу совместимости горно-геологических условий бурения в необсаженном стволе: плотность промывочной жидкости, необходимая для создания проектной репрессии на вскрываемые горизонты, не должна вызывать гидроразрыв под башмаком последней спущенной колонны в процессе углубления скважины при проявлениях, установке нефтяных ванн и цементировании.

Согласно совмещенного графика, построенного с использованием прогнозных данных (пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород слагающих разрез скважины) проектируется следующая конструкция скважины:

1. d 530 мм шахтовое направление спускается на глубину 10 метров для предотвращения размыва устья скважины, а также для обвязки устья скважины с желобной системой.

2. d 426 мм удлиненное направление спускается на глубину 30 м для перекрытия рыхлых, неустойчивых, песчано-глинистых отложений и предохранения устья скважины от размыва, а также для эффективности углубления скважины при бурении под кондуктор при наличии возможных газопроявлениях на малых глубинах.

3. Спуск d 323,9 мм кондуктора предусматривается на глубину 600 м, в пределах верхней зоны совместимых условий бурения, для предохранения от осыпи слабоцементированных пород четвертичных отложений, а также для установки противовыбросового оборудования для управления скважиной в процессе бурения под первую промежуточную колонну. Высота подъема цемента за кондуктором - до устья. Давление опрессовки кондуктора на воде - 75 кг/см².

4. d 244,5 мм промежуточная колонна спускается на глубину 2000 м в пределах зоны совместимых условий бурения, для частичного перекрытия верхнего отдела отложений красноцветной толщи и предотвращения поглощения бурового раствора плотностью 1,48-1,65 г/см³ при бурении под эксплуатационную колонну, а также для эффективного управления скважиной при возможных ГНВП с помощью противовыбросового оборудования. Высота подъема цемента за колонной - до устья. Давление опрессовки первой промежуточной колонны на воде - 325 кг/см².

5. d 139,7 мм эксплуатационная колонна спускается на проектную глубину 3350 м. с целью обеспечения необходимых условий заканчивания скважины и при испытании (опробовании) продуктивного горизонта. Высота подъема цемента за колонной - до устья. Давление опрессовки эксплуатационной колонны на воде - 455 кг/см².

В соответствии с данными совмещенного графика давлений, определена и выбрана нижеследующая конструкция скважины:

Таблица 3.2.

№№ п/п	Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина, интервал спуска колонны, м	Высота подъема цементного раствора, м
1	Шахтное направление	530	10	10
2	Удлиненное направление	426	30	30
3	Кондуктор	323,9	600	600
4	Промежуточная колонна	244,5	2000	2000
5	Эксплуатационная колонна	139,7	3350	3350

Глубины спуска обсадных колонн корректировать на фактические горно-геологические условия бурения по результатом геофизических исследований скважины.

3.4 Критерии выбора конструкции скважины

1. Конструкция проектируемой скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечить:

- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

- соблюдение условий охраны недр и окружающей природной среды, в первую очередь - за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, проницаемых пород и дневной поверхности.

2. Оптимальное число обсадных труб и глубины установки их башмаков определяется количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород (Совмещенный график давлений).

3. Оптимальное сочетание проектируемых диаметров долот и обсадных колонн (величина зазора между стенками скважины и муфтами обсадных колонн) позволяет обеспечить беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины и качественное их цементирование.

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводится с учетом максимально ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений.

При расчете обсадных колонн на растяжение осевые нагрузки определяются по весу труб в воздухе.

Для обсадных труб (по стандарту АНИ) расчет производят при следующих запасах прочности:

На избыточное давление:

- наружное……………………………..- 1,125

- внутреннее…………………………...- 1,1

- на растягивающую нагрузку………..- 1,75.

3.5 Выбор диаметра обсадных колонн и долот

По диаметру эксплуатационной колонны выбираем диаметр долота по следующей формуле

(3.1)

где -диаметр долота, мм;

-диаметр муфты эксплуатационной колонны ,мм;

=149,7 мм

- радиальный зазор, мм;

мм

По ГОСТу 20692- 75 принимает диаметр долота мм.

Исходя из разницы между внутренним диаметром промежуточной колонны и долота под эксплуатационную колонну, определяем внутренний диаметр промежуточной колонны

, (3.2)

где - внутренний диаметр, мм ;

D=215,9+8=223,9 мм

По ГОСТу 632-80принимаем диаметр промежуточной колонны 245 мм.

Находим диаметр долота под первую промежуточную колонну

D=270+212,5=295 мм.

По ГОСТу 20692-75 ближайший диаметр долота под колонну равен 295,3

Определяем внутренний диаметр кондуктора;

D=295,3+8=303,3 мм

По ГОСТу 20690-75 диаметр кондуктора равен 324 мм.

Находим диаметр долота под кондуктор

D=351+212,5=371 мм

По ГОСТу 20692 - 75 ближайший диаметр долота под кондуктор равен 393,7 мм.

Определяем внутренний диаметр удлиненного направления;

D=393,7+8=401,7 мм

По ГОСТу 20690-75 диаметр удлиненного направления равен 426 мм

Находим диаметр долота под удлиненное направление

D=426+212,5=476 мм

По ГОСТу 20692-75 ближайший диаметр долота под удлиненное направление равен 490 мм.

Все расчеты сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3.

Тип обсадной колонны	Диаметр, мм
	Колонны	Долота
Удлиненное направление	426	490
Кондуктор	324	393,7
Промежуточная колонна	245	295,3
Эксплуатационная колонна	140	215,9

3.6 Выбор параметров режима бурения

Под режимом бурения подразумевается совокупность управляемых параметров (осевая нагрузка на долото Р_д, частота его вращения n, расход бурового раствора Q_и и его качество), изменяя которые можно добиться требуемых показателей работы долота.

Расчет параметров режима бурения будем вести для каждого выделенного интервала бурения применительно к роторному способу бурения и конкретному типу долота.

При этом воспользуемся следующими рекомендациями [10,31].

Поскольку численные значения твердости разбуриваемых пород проектируемой скважины нам неизвестны, осевую нагрузку на шарошечное долото (Р_д) определяем по удельной нагрузке Р_уд

Р_д=Р_удD, (3.3)

где Р_уд в кН/мм; D- диаметр долота, мм.

Результаты подсчетов для выбранных типов долот приведены в таблице 3.3.

При выборе частоты вращения воспользуемся рекомендациями таб. 14.6 [10]. Согласно которым примем (табл 3.4.)

Расход бурового раствора вычислим по формуле

, (3.4);

Таблица 3.3.

Рекомендуемое значение осевой нагрузки на долото

Типоразмер долота	Руд, кН/мм	Рд,кН
490 С-ЦВ, М-ГНУ 393,7 GTX-C1, М-ГВ, М-ГНУ 393,7 С-ГНУ, С-ГАУ 393,7 М-ГАУ, МС-ГАУ 295,3 М-ГАУ, МС-ГАУ 295,3 МХ-С1, МСЗ-ГАУ 295,3 СЗ-ГАУ 295,3СЗ-ГАУ,МСЗ-ГАУ DBS 215,9/151,6 215,9 СЗ-ГАУ, МХ - С1 DBS 215,9/101,6	0,16 0,4 0,43 0,46 0,6 0,5 0,55 0,7 0,5 0,65 0,5	81 157 169 181 177 147 162 206 107 139 107

Таблица 3.4.

Рекомендуемые частоты вращения долота

Бурение под	n, мин-1
кондуктор промежуточную корлонну эксплутационную колонну	120 -90 90-70 90-60

где D_c и d- диаметры соответственно скважины и бурильных труб;

V_в скорость восходящего потока (м/с).

Выбор V_в в кольцевом пространстве основывается обычно на опытных данных. В большинстве случаев при использовании не утяжеленных маловязких растворов рекомендуется принимать V_в=0,6 м/с.

Для расчета воспользуемся эмпирической зависимостью (рис. 14.2. [10]) согласно которому:

при бурении долотом 490 мм- V_в= 0,25м/с;

при бурении долотом 393,7 мм - V_в=0,5 - 0,53 м/с;

при бурении долотом 295,3 мм - V_в=0,42 м/с;

при бурении долотом 215,9 мм - V_в=1,02 м/с;

Тогда по формуле расхода бурового раствора получим:

при бурении под удлиненное направление

= 0,031м³/с

при бурении под кондуктор

=0,054-0,058 м³/с

при бурении под промежуточную колонну

= м³/с

при бурении под эксплуатационную колонну

= м³/с.

3.7 Буровые растворы

Тип бурового раствора, его параметры, компонентный состав представлены в разработанном для бурения эксплуатационной скважины на площади Южная Камышлыджа «Регламенте на буровые растворы».

Расход бурового раствора на 1 м проходки и воды для приготовления 1 м³ раствора приняты согласно «Местных норм расхода на буровой раствор в условиях месторождений Государственного концерна «Туркменнефть», утвержденного 28.11.1991 г.

Расчет необходимого расхода материалов для приготовления бурового раствора производится исходя из необходимой концентрации химических реагентов в растворе при его приготовлении, поддержании свойств и параметров в процессе бурения, максимально допустимого содержания твердой фазы, диаметров ствола скважины.

Нормы расхода утяжелителя на 1 м³ бурового раствора определены согласно дополнения к сборнику 49 ЭСН, 1987г. (стр.30) по формуле:

где - плотность утяжелителя, т/м³

- плотность утяжеленного раствора, т/м³

- плотность исходного раствора, т/м³

- влажность утяжелителя, в долях единицы

Для расчетов принимается плотность неутяжеленного раствора =1,20 г/см³.

Для исходного раствора и запаса на поверхности принимается последовательное утяжеление. Для бурения интервала принимается утяжеление раствора от исходного плотностью 1,20 г/см³.

Бурение в интервале: 0-600 м под кондуктор проектируется осуществлять на нефтеэмульсионном гуматнолигносульфонатном буровом растворе.

Бурение под остальные колонны проектируется осуществлять на буровом растворе типа АЛКАР-3М.

Информация по параметрам бурового раствора, по компонентному составу, по необходимому количеству химических реагентов при бурении под каждую колонну, по оборудованию для приготовления и очистке бурового раствора изложены в табличной форме (таблицах 3.5 - 3.8).

Расчетные плотности бурового раствора определялись по известной формуле:

где - коэффициент превышения столба промывочной жидкости над пластовыми давлениями (репрессия на пласт), равный при глубинах

до 1200м - 1,1-1,15, МПа; до 2500м - 1.05-1.1, мПа;

более 2500м - 1.04-1.07, мПа.

Р_пл - пластовое давление, МПа;

Н - глубина, м.

Правила безопасности требует нормировать плотность бурового раствора по двум показателям: необходимые условия и достаточные условия.

Необходимые условия: с₀=К_а * К_б , Где: К_а - коэффициент анамальности пластового давления; К_б- коэффициент безопасности.

Коэффициент безопасности нормируют правилами безопасности нефтегазовой промышленности, в зависимости от глубины скважины. По правилам безопасности, выбор плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

· 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

· 5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Достаточные условия: ?Pпл< с₀*g*Zкр-Рпл,

где : ?Pпл - репрессия на пласт; g-ускорение свободного падения ;

Zкр - кровля пласта; Рпл - пластовое давление, МПа;

с₀- относительная плотность раствора.

Проверка показала, что используемая плотность бурового раствора удовлетворяет правилам безопасности нефтяной и газовой промышленности.

На графике совмещенных давлений (рис. 4.) нанесена зона изменения величины плотности раствора (заштрихованная) выбранная так, чтобы не произошел гидроразрыв пласта с одной стороны и предотвратить возможное нефтегазопроявление с другой.

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ
Таблица 3.5
Типы и параметры буровых растворов
Название (тип) раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
	от (верх)	до (низ)	плотность г/см3	условная вязкость, с	Водо-отдача, см3/30 мин	СНС, кгс/см2 через,мин	корка, мм	Содержание твердой фазы,%	рН	минерализация, г/л	пластичекая вязкость, Па*с* 104	динамическое напряжение сдвига, Па	плотность до утяжеления, г/см3
						1	10		коллоидной (актив-ной) части	песка	всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
Нефтеэ-мульсионный гуматно- лигносульфо-натный	0	600	1,35	40-60	8-10	20-40	30-60	2-3	15,52	4	19,52	9,0-9,5	13-15	0,023	4,44	1,20
АЛКАР-3М	600	1000	1,35	30-50	4-6	5-10.	10-20	1,0-1,5	16,52	3	19,52	11-12	15-17	0,023	4,44	1,20
"	1000	1550	1,40	30-50	4-6	5-10.	10-20	1,0-1,5	17,15	3	20,15	11-12	15-17	0,024	4,86	1,20
"	1550	2000	1,45	35-50	3-4	0-10	0-15	0,5	19,62	2	21,62	11-12	15-17	0,026	5,29	1,20
"	2000	2500	1,48	35-50	3-4	0-10	0-15	0,5	19,62	2	21,62	11-12	15-17	0,027	5,54	1,20
"	2500	3000	1,50.	35-50	3-4	0-10	0-15	0,5	20,28	2	22,28	11-12	15-17	0,028	5,71	1,20
"	3000	3200	1,52	35-50	3-4	0-10	0-15	0,5	21,28	2	23,28	11-12	15-17	0,028	5,88	1,20
"	3200	3300	1,56	35-50	3-4	0-10	0-15	0,5	23,30.	2	25,30.	11-12	15-17	0,029	6,22	1,20
"	3300	3350	1,65	35-50	3-4	0-10	0-15	0,5	28,05	1	29,05	11-12	15-17	0,032	7,33	1,20
Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонент
Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора	Интервал, м	Название (тип) раствора	Плот- ность раствора, г/см3	Смена раствора для бурения интервала (да, нет)	Название компонента	Плотность, г/см3	Содержания вещества в товарном продукте (жидкости), %	Влаж-ность, %	Сорт	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	0	30	н/э лигносульфо-натный	1,35	нет	Глинопор-к	2,5	-	6	-	200
						УЩР	0,9	14-18	<29	-	40
						КССБ-2	1,39	95,6	<10		20
						NаОН	2,02	94	-	-	6
						Нефть	0,86	-	1	-	40
						Графит	2,7	<13	<1	-	7
						ХТ-48	0,86	-	-	-	5
						Вода	1,03	-	-	-	0,97м3/м3
						Барит	4,15	-	<2	2	226
2	30	600	н/э лигносульфо-натный	1,35	нет	Глинопор-к	2,5	-	6	-	200
						УЩР	0,9	14-18	<29	-	40
						КССБ-2	1,39	95,6	<10	-	20
						NаОН	2,02	94	-	-	6
						Нефть	0,86	-	1	-	40
						Графит	2,7	<13	<1	-	7
						ХТ-48	0,96	-	-	-	5
						Вода	1,03	-	-	-	0,97м3/м3
						Барит	4,15	-	<2	2	226
3	600	2000	АЛКАР-3М	1,35-1,45	нет	Глинопор-к	2,5	-	6	-	100
						КССБ-2	1,39	95,6	<10		50
						ФХЛС	1,02	95,2	<10	-	30
						NаОН	2,02	94	-	-	8
						Хромпик	2,52	75,8	1	высший	3
						Цемент	3,15	-	-	-	10
						Нефть	0,86	-	1	-	40
						Графит	2,7	<13	<1	-	7
						ХТ-48	0,96	-	-	-	10
						Вода	1,03	-	-	-	0,97м3/м3
	600	1000		1,35		Барит	4,15	-	<2	2	226
	1000	1550		1,40		Барит	4,15	-	<2	2	76/312
	1550	2000		1,45		Барит	4,15	-	<2	2	78/398
4	2000	3350	АЛКАР-3М	1,48-1,65	нет	Глинопор-к	2,5	-	6	-	100
						ФХЛС	1,02	95,2	<10	-	70
						КССБ-2	1,39	95,6	<10		30
						NаОН	2,02	94	-	-	10
						Хромпик	2,52	75,8	1	высший	5
						Цемент	3,15	-	-	-	10
						Нефть	0,86	-	1	-	40
						Графит	2,7	<13	<1	-	7
						ХТ-48	0,96	-	-	-	10
						Вода	1,03	-	-	-	0,97м3/м3
	2000	2500		1,48		Барит	4,15	-	<2	2	47/450
	2500	3000		1,50.		Барит	4,15	-	<2	2	32/486
	3000	3200		1,52		Барит	4,15	-	<2	2	32/525
	3200	3300		1,56		Барит	4,15	-	<2	2	65/600
	3300	3350		1,65		Барит	4,15	-	<2	2	154/778

Таблица 3.7
Суммарная потребность компонентов бурового раствора на скважину
Название компонентов бурового раствора	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление	Потребность компонентов бурового раствора, тн
		номера колонн (см. табл. 5.2, гр. 1)	суммарная на скважину
		1	2	3	4
1	2	3	4	5	6	7
Глинопорошок бентонитовый марки ПБМБ	TS 00203743-4-96	10,1	67,3	43,4	23,6	144,4
УЩР	ТУ 39-01-08-348-78	2	13,5	-	-	15,5
КССБ-2	ТУ 2454-325-05133190-2000	1	7,7	24,9	8,1	41,7
ФХЛС	ТУ 39-01-08-348-78	-	-	15,2	20,8	36
NaOH	ТУ 6-01-1306-85	0,3	2	3,6	2,6	8,5
ХТ-48	ТУ 39-094-75	0,4	1,7	3,8	2,4	8,3
Графит	TDS 5279-74	0,3	2,4	3	1,7	7,4
Хромпик	TDS 2651-78Е	-	-	1,5	1,7	3,2
Цемент	TDS 1581-96	-	-	5,1	2,4	7,5
Нефть	товарная	2,1	22,8	56	54	134,9
Na2CO3	TDS 5100-79	-	0,4	-	-	0,4
Утяжелитель баритовый	TDS 4682-84	11,2	76	220,7	207,5	515,4
Вода	морская	49	326	421	229	1025

...

Таблица 3.8
Потребность бурового раствора и компонентов (товарный продукт) для его приготовления, обработки и утяжеления
Интервал, м	Коэффициент запаса раствора на поверхности	Название (тип) бурового раствора и его компонентов	Нормы расхода бурового раствора, м3/м и его компонентов, кг/м3 в интервале	Потребность бурового раствора; м3 и его компонентов, кг
от (верх)	до (низ)			величина	источник нормы	поправочный коэффицент	на запас на поверхности	на исходный объем	на бурение интервала	суммарная в интервале
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
0	30	-	НЭЛГНСФ	0,915	местные	-	-	32,1	18,3	50,4
			Глино- порошок	200	тех.реглам	-	-	6420	3660	10080
			УЩР	40	тех.реглам	-	-	1284	732	2016
			КССБ-2	20	тех.реглам	-	-	642	366	1008
			NаОН	6	тех.реглам	-	-	193	110	303
			Нефть	40	тех.реглам	-	-	1284	800	2084
			Графит	7	тех.реглам	-	-	225	128	353
			ХТ-48	5	тех.реглам	-	-	161	92	253
			Вода	0,97	местные	-	-	31	18	49
			Барит	226	тех.реглам	-	-	7255	4136	11391
30	600	-	НЭЛГНСФ	0,59	местные	-	-	33,9	336,3	370,2
			Глино- порок	200	тех.регла	-	-	-	67260	67260
			УЩР	40	тех.реглам	-	-	-	13452	13452
			КССБ-2	20	тех.реглам	-	-	-	6726	6726
			NаОН	6	тех.реглам	-	-	-	2018	2018
			Нефть	40	тех.реглам	-	-	-	22800	22800
			Графит	7	тех.реглам	-	-	-	2354	2354
			ХТ-48	5	тех.реглам	-	-	-	1682	1682
			Вода	0,97	местные	-	-	-	326	326
			Барит	226	тех.реглам	-	-	-	76004	76004
600	2000	-	АЛКАР-3М	0,31	местные	-	-	72,9	434	506,9
			Глино- порошок	100	тех.реглам	-	-	-	43400	43400
			КССБ-2	50	тех.реглам	-	-	2187	21700	23887
			ФХЛС	30	тех.реглам	-	-	2187	13020	15207
			NаОН	8	тех.реглам	-	-	146	3472	3618
			Хромпик	3	тех.реглам	-	-	219	1302	1521
			Цемент	10	тех.реглам	-	-	729	4340	5069
			Нефть	40	тех.реглам	-	-	-	56000	56000
			Графит	7	тех.реглам	-	-	-	3038	3038
			ХТ-48	10	тех.реглам	-	-	365	4340	4705
			Вода	0,97	местные	-	-	-	421	421
600	1000		Барит	226	тех.реглам	-	-	-	98084	98084
1000	1550		Барит	76/312	тех.реглам	-	-	5540	53196	58736
1550	2000		Барит	78/398	тех.реглам	-	-	8619	55211	63830
2000	3350	-	АЛКАР-3М	0,175	местные	-	130	106,7	236,3	473
			Глинопор-к	100	тех.реглам.	-	-	-	23630	23630
			ФХЛС	70	тех.реглам.	-	-	4268	16541	20809
			КССБ-2	30	тех.реглам.	-	-	-	7089	7089
			NаОН	10	тех.реглам.	-	-	213	2363	2576
			Хромпик	5	тех.реглам.	-	-	534	1182	1716
			Цемент	10	тех.реглам.	-	-	-	2363	2363
			Нефть	40	тех.реглам.	-	-	-	54000	54000
			Графит	7	тех.реглам.	-	-	-	1654	1654
			ХТ-48	10	тех.реглам.	-	-	-	2363	2363
			Вода	0,97	местные	-	-	-	229	229
2000	2500		Барит	47/450	расчет	-	-	11106	39375	50484
2500	3000		Барит	32/486	расчет	-	-	8147	42525	50672
3000	3200		Барит	32/525	расчет	-	-	8733	18375	27108
3200	3300		Барит	65/600

Подобные документы

• Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.
  
  дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
  

• Проект строительства скважины глубиной 2000 м на Южно-Тарасовском месторождении

  Сведения о геологическом строении. Возможные осложнения при бурении. Обоснование градиентов гидроразрыва пород геологического разреза. График совмещённых давлений. Обоснование и расчёт конструкции скважины. Обоснование и расчёт профиля скважины.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 17.05.2016
  

• Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Возможные осложнения при бурении. Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов. Расчет диаметра насадок долота.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 22.01.2015
  

• 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 строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

  Общие сведения о Южно-Харьягинском месторождении нефти. Геологический очерк района. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов и коллекторских свойств. Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь. Выбор конструкции скважины.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 21.03.2012
  

• 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
  

• Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности и проект разведочного бурения на месторождении Пильтун-Астохское

  Обоснование выбора конструкции скважин на Пильтун-Астохском месторождении. Сейсморазведка, интерпретация сейсмических материалов. Геофизические исследования скважин. Организация буровых работ. Методика поисково-разведочных работ на шельфе Сахалина.
  
  дипломная работа [99,9 K], добавлен 19.09.2011
  

• Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении

  Геолого-промышленная характеристика месторождения. Основные проблемные вопросы бурения типовой наклонно-направленной эксплуатационной скважины Западно-Хоседаюского месторождения. Обоснование применения алмазно-твердосплавных пластинок долот при бурении.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 13.05.2015
  

• Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

  Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012
  

• 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
  

• Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении

  Коллекторские свойства продуктивных пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Конструкции горизонтальных скважин Ромашкинского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 19.05.2012
  

• Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

  Географо-экономическая характеристика Приобского месторождения. Горно-геологические условия, ожидаемые осложнения, их характеристика. Проектирование профиля и конструкции скважины. Расчёт обсадных колонн. Вторичное вскрытие пласта. Объемы отходов бурения.
  
  дипломная работа [2,9 M], добавлен 17.02.2016
  

• Обзор свойств пород и движения флюидов

  Емкостные, фильтрационные и емкостные свойства коллекторов. Сжимаемость пород коллектора и пластовых жидкостей. Молекулярно-поверхностное натяжение и капиллярные явления. Реологические характеристики нефти. Подвижность флюидов в пластовых условиях.
  
  контрольная работа [288,3 K], добавлен 21.08.2016
  

• Состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения Краснодарского края

  Геологическое строение, нефтегазоносность, состав и свойства пластовых флюидов Ахтырско-Бугундырского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Описание режима водонапорного бассейна. Залежи тяжелых и легких нефтей, залежей.
  
  дипломная работа [774,4 K], добавлен 12.10.2015
  

• Повышение продуктивности Зай-Каратайской скважины

  Характеристика геологического строения эксплуатационного объекта. Коллекторские свойства пластов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Природный режим залежи. Методы, улучшающие условия фильтрации за счёт первичного и вторичного вскрытия пласта.
  
  курсовая работа [59,4 K], добавлен 25.06.2010
  

• Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

  Геологическое строение эксплуатационных объектов и емкостно-коллекторские свойства продуктивных отложений. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Рекомендации по их эксплуатации.
  
  курсовая работа [4,9 M], добавлен 15.02.2012
  

• Коллекторские свойства пород на больших глубинах и их нефтегазоносность

  Изучение коллекторских свойств пород на больших глубинах и их нефтегазоносности. Факторы, влияющие на качество пород разных типов. Эволюция осадочных пород при погружении, возникновение в них нового порового пространства в процессе их погружения.
  
  курсовая работа [590,2 K], добавлен 24.05.2012
  

• Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно–Сулеевской площади

  Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011
  

• Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

  Общая характеристика и геологическое строение Когалымского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Описание технологии гидравлического разрыва пласта, применяемое оборудование. Выбор скважины расчет основных параметров.
  
  дипломная работа [458,5 K], добавлен 31.05.2015
  

• Проект зарезки второго ствола в нефтяной скважине Кудако-Киевского месторождения

  Общие сведения о месторождении, физико-химические свойства нефти, газа, коллекторские свойства горных пород. Применение зарезки второго ствола при капитальном ремонте нефтяной скважины. Крепление скважин обсадными трубам, оборудование для цементирования.
  
  курсовая работа [189,2 K], добавлен 13.05.2016
  

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