ВКР: Применение оптимизации технологических процессов при строительстве скважин на нефть и газ на месторождениях РФ

1.

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Удмуртский государственный университет»
Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
Направленность (профиль) «Бурение нефтяных и газовых скважин»
ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ
Зав. кафедрой БНГС,
к.н.
________________ В.Н. Кузьмин
«___» __________ 2021 г.
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
на тему: «Применение оптимизации технологических процессов при
строительстве скважин на нефть и газ на месторождениях РФ, с индивидуально
заданным районом проведения буровых работ»
Выполнил студент гр.
ЗССПБ 21.03.01-42
……………….
Мельников Д.С.
Подпись, дата
Руководитель ВКР
……………….
Подпись, дата
Кузьмин В.Н.
Экономический раздел
……………….
Подпись, дата
И.А. Чиркова
Нормоконтроль
……………….
Подпись, дата
Барданова О.Н.
Ижевск 2021

2.

Содержание
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ................................................................................. 5
ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 6
3.СВОДНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ................................ 7
3.1Основные проектные данные ........................................................................ 7
3.2Сведения о конструкции скважины ............................................................. 7
4. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙРАЗДЕЛ ............................................................................. 8
4.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины ........... 8
4.2 Физико- механические свойства горных пород по разрезу
скважины. ........................................................................................................... 15
4.3 Нефтегазоводоносность.............................................................................. 16
4.4 Пластовые давления и температуры по разрезу скважины. ................... 18
4.5ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ
4.6 Исследовательские работы
5.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ..................................................................... 25
Подп. и дата
5.1 Конструкция скважины .............................................................................. 25
5.2Технико-технологические мероприятия .................................................... 29
5.3.Профиль скважины ................................................................................... 311
5.4Промывочные жидкости.............................................................................. 35
Взам. инв. №
5.4.2 Обоснование плотности бурового раствора .............................................. 36
Инв. № дубл.
5.4.1 Общие положения ........................................................................................ 35
5.4.5Очистка бурового раствора .......................................................................... 53
5.4.3Химические реагенты ................................................................................... 45
5.4.4 Обработка бурового раствора ..................................................................... 51
Инв. № подп
Подп. и дата
5.4.6 Расход технической воды на проводку и испытание скважины ............. 53
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
№ докум.
т
Мельников
Д.С.
Разраб.
Пров.
Кузьмин В.Н.
Э Раздел. Чиркова И.А
Н. контр. Барданова О.Н.
Утв.
Кузьмин В.Н.
Подп.
Дата
Лит
Пояснительная записка
Лист
Листов
2
146
Ошибка! Неизвестное имя
свойства документа.

3.

5.5Углубление скважины ................................................................................. 55
5.5.1 Обоснование диаметров долот и обсадных колонн
5.5.2 Выбор и обоснование типа забойного двигателя ..................................... 57
5.5.3 Способы бурения , расширки ствола скважины
5.5.4Компоновка бурильной колонны ................................................................ 60
5.5.5Расчет утяжелённых бурильных труб ......................................................... 66
5.5.6 Расчет колонны бурильных труб ................................................................ 67
5.5.7 Выборбуровой установки и его обоснование ....................................... 70
5.6 Крепление скважины ...................................................................................... 73
5.6.1 Расчет и выбор конструкций обсадных колонн… .................................... 74
5.6.2 Цементирование обсадных колонн. ........................................................... 76
5.6.3 Расчёт одноступенчатого цементирования эксплуатационной
колонны. ................................................................................................................. 77
5.7 Испытание скважины...................................................................................... 83
5.7.1 Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной
колонне. .................................................................................................................. 83
Подп. и дата
6.МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ АВАРИЙ И
ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИНЫ ................................ 86
7. ПРОМЫШЛЕННАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ................. 93
7.1 Общие организационно-технические требования. .................................. 93
Взам. инв. №
7.6 Рекультивация земельного участка ........................................................ 107
Инв. № подп
Подп. и дата
7.3 Требования к территории, объектам и рабочим местам. ........................ 98
Инв. № дубл.
7.2 Требование к персоналу ............................................................................. 96
7.4 Промышленная санитария. ...................................................................... 104
7.5 Общие сведения охраны окружающей среды. ....................................... 106
7.7 Охрана поверхностных и земельных вод ............................................... 110
7.8 Техника безопасности при строительстве скважин. ............................. 113
7.9 Противопожарная безопасность.………………………………………….116
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
№ докум.
т
Мельников
Д.С.
Разраб.
Пров.
Кузьмин В.Н.
Э Раздел. Чиркова И.А
Н. контр. Барданова О.Н.
Утв.
Кузьмин В.Н.
Подп.
Дата
Лит
Пояснительная записка
Лист
Листов
3
146
Ошибка! Неизвестное имя
свойства документа.

4.

7.10 Меры безопасности при обращении с кислотами, щелочами и
другими токсичными веществами. ............................................................... 119
8. СПЕЦРАЗДЕЛ ................................................................................................. 124
8.1Введение …………………………………………………………………….124
8.2Ликвидация поглащений с использованием разбуриваемого пакера……126
8.3 Порядок выполнения работ………………………………………….……..129
8.4 Сравнения методов ликвидаций поглащения ……………………………133
8.5 Экономический эффект проекта…………………………………………..134
8.6 Приемущества проекта ………………………………………………..…..135
9.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………... 136
9.1ОСНОВНЫЕ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ……………………...136
ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….140
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ …………………….……..141
ОСНОВНАЯ ЛИТЕРАТУРА……………………………………………………142
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА…………………………………………144
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
№ докум.
т
Мельников
Д.С.
Разраб.
Пров.
Кузьмин В.Н.
Э Раздел. Чиркова И.А
Н. контр. Барданова О.Н.
Утв.
Кузьмин В.Н.
Подп.
Дата
Лит
Пояснительная записка
Лист
Листов
4
146
Ошибка! Неизвестное имя
свойства документа.

5.

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ
АВПД- аномально высокое пластовое давление;
АК- акустический каротаж;
АНПД- аномально низкое пластовое давление;
БУ- буровая установка;
ВТ- высокочувствительная термометрия;
ГДК- гидродинамический каротаж;
ГЖК- газожидкостный контакт;
ГИРС- геофизические исследования и работы в скважинах;
ГИС- геофизические исследования в скважинах;
ГК- гамма каротаж интегральный;
ГНК- газонефтяной контакт;
ГРР- геолого-разведочные работы;
ГТИ- геолого-технологические исследования;
ГТН- геолого-технический наряд;
Подп. и дата
ИПТ- испытатель пластов на трубах;
КИП- контрольно-измерительные приборы;
КНБК- компоновка низа бурильной колонны;
ЛБТ- легкосплавные бурильные трубы;
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
ЛУБТ- легкосплавные утяжеленные бурильные трубы;
МШУ - металлошламоуловитель;
НГВП - нефтеводогазопроявление;
ОМТР- органоминеральный тампонажный раствор;
ПАВ- поверхностно-активное вещество;
ПВО- противовыбросовое оборудование;
Инв. № подп
Подп. и дата
СМН- смесительная машина нория;
ТБПК- трубы бурильные с приваренными концами;
УБТ- утяжеленные бурильные трубы;
ФА- фонтанная арматура;
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
5

6.

ВВЕДЕНИЕ
Котовское месторождение нефти введено в разработку в 1991 году, оно
расположено на территории Каракулинского района Удмуртской Республики.
Вся площадь месторождения покрыта пашнями, а склоны оврагов бедными выпасами для скота. Непосредственно на площади месторождения
расположены населенные пункты Котово и Арзамасцево.
Основу энергетической системы сотавляют ЛЭП 110 кВт от Воткинской
ГЭС до Сарапула и Камбарки, а также ЛЭП 35 кВт от Сарапула на Мостовое и
Каракулино.
На
площади
месторождения
и
в
непосредственной
близости
располагаются месторождения строительных материалов и каменного угля.
Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура
равна +1,5°С. Средняя температура воздуха зимой составляет -15°С.
Актуальность бурения наклонно- направленых скважин объясняется
Подп. и дата
необходимостью увеличения интенсификации добычи и вовлечения в
разработку труднодоступных участков и в уменьшении затрат на разработку и
эксплуатацию нового месторождения.Ввод в эксплуатацию новой скважины
позволит увеличить интенсификацию отбора нефти, снизить эксплуатационные
Взам. инв. №
на отвод земель и отсыпку, поможет увеличить производительность пластов.
Инв. № дубл.
затраты, снизить затраты на инфраструктуру месторождения, снизить затраты
расчет наклонно-направленной скважины на Котовском месторождении.
Целью данной ВКР является оценка приминения пакера ПРС 195 для
ликвидации поглащения а так же рассомтрение технололгии строительства и
Выпускная квалификационная работа состоит из 144 листов включает в
Инв. № подп
Подп. и дата
себя 23 формулы,43 таблицы,11 рисунков.
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
6

7.

3.СВОДНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
3.1Основные проектные данные
Таблица 1
Основные проектные данные
Наименование данных
Значение
Номер района строительства скважин
Месторождение
Расположение (суша, море)
Цель бурения
Назначение скважин
Проектная глубина по вертикали
23Г
Котовское
суша
добыча нефти
эксплуатационные
1380
Проектный горизонт
Вид скважин (верт. накл. и др)
Визейский (С1v)
наклонно-направленные
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Тип профиля:
четырехинтервальный
Максимальный проектный отход по кровле
продуктивного пласта, м
Максимальный проектный отход по забою
скважины, м
В месте работы внутрискважинного оборудования
темп набора кривизны ствола скважины, град./10 м
Максимальный зенитный угол, град.
Максимальная интенсивность изменения зенитного
угла, град/10 м
Глубина кровли продуктивных пластов по вертикали,
м
Число объектов испытания:
в колонне
в открытом стволе
Способ бурения
Проектная скорость бурения, м/ст-месяц
400
410
0,3
23,00
1,5°/10 м
пласт С1ks - 930 м
пласт С2vr - 970 м
пласт С1v – 1340 м
1
турбинно-роторный
1500
3.2Сведения о конструкции скважины
Таблица 2
Общие сведения о конструкции скважины
Конструкция
скважины
Направление
Кондуктор
Эксплуатационная
колонна
Диаметр, мм
324
245
146
Глубина спуска, м
по вертикали
по стволу
30
30
500
523
1380
1445
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
7

8.

4. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙРАЗДЕЛ
4.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Проектный горизонт – визейский ярус.
Проектная глубина по вертикали – 1380 м.
Проектная глубина по стволу – 1445 м.
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Вид скважин – наклонно - направленные.
Рис. 1 Структурная карта Котовского месторождения по кровле бобриковского
горизонта
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
8

9.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица 3
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
№ докум.
Глубина залегания, м
Стратиграфическое подразделение
Подп.
Дата
ВКР 21.03.01.42
от (верх)
0
0
10
10
10
10
415
415
440
560
625
625
815
815
815
840
880
960
985
1050
1050
до (низ)
10
10
1350
625
415
415
625
440
560
625
1380
815
1050
985
840
880
960
985
1050
1380
1150
название
Кайнозойская группа
Четвертичная система
Палеозойская группа
Пермская система
Верхний отдел
Татарский, казанский, уфимский ярусы
Нижний отдел
Кунгурский и артинский ярусы
Сакмарский ярус
Ассельский ярус
Каменноугольная система
Верхний отдел
Средний отдел
Московский ярус
Мячковский горизонт
Подольский горизонт
Каширский горизонт
Верейский горизонт
Башкирский ярус
Нижний отдел
Серпуховский ярус
индекс
KZ
Q
PZ
P
P2
t
P2 , P2kz, P2U
P1
P1k, P1ar
P1S
P1a
С
О3
C2
C2 m
C2mc
С2pd
C2ks
C2vr
C2b
C1
C1 s
1150
1380
Визейский ярус
C1 v
Коэффициент
кавернозности в интервале
1,5 - под
кондуктор и
промежуточную
колонны
1,3 - под
эксплуатационную колонну
Лист
9

10.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Продолжение таблицы 3
№ докум.
Подп.
Глубина залегания, м
Стратиграфическое подразделение
Коэффициент кавернозности в интервале
Дата
от (верх)
до (низ)
название
индекс
1150
1350
Окский надгоризонт
C1ok
Веневский+ Михайловский+
C1vn+C1mh
1320
Алексинский горизонты
+C1al
1320
1350
Тульский горизонт
C1tl
1350
1380
Бобриковский горизонт
C1bb
1150
ВКР 21.03.01.42
Лист
10

11.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица 4
Литологическая характеристика разреза скважины
№ докум.
Интервал
Индекс
стратиграфического от
до
подразделения (верх) (низ)
Подп.
KZ
0
Горная порода
Стандартное описание горной породы (полное название, характерные
признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))
10
Дата
ВКР 21.03.01.42
суглинок
глина
пески
гравий
галечник
35
35
20
55
Глины, суглинки с прослоями песков, гравия, галечника.
30
30
30
10
Переслаивание глин,песчаников, алевролитов с прослоями конгломератов и
известняков. Глины красноцветные, плотные, плитчатые, неслоистые.
Алевролиты красно-коричневые зеленовато- серые, слюдистые,
тонкоплитчатые. Известняки розовато- серые, плотные, крепкие. Песчаники
серовато- коричневые, плотные, крепкие.
Q
0
10
PZ
P
10
10
1380
625
P2
10
415
P2t, P2kZ, P2U
10
песчаник
глина
415
алевролит
известняк
P1
415
625
415
доломит
440
известняк
50
50
Представлены доломитами и известняками серыми, темно- серыми,
плотными, крепкими, тонкозернистыми, в различной степени загипсованными и ангидритизированными
440
доломит
560 известняк
ангидрит
50
40
10
Доломиты серые, в различной степени загипсованные, местами окремнелые,
плотные с прослоями ангидритов. Известняки с редкими прослоями
долмитов, светло-серые до белых, слабо загипсованные, участками
окремнлые, крепкие, местами трещиноватые
Plk,
P1
P1S
ar
Лист
11

12.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Продолжение таблицы 4
№ докум.
Интервал
Индекс
стратиграфического от
до
подразделения
(верх) (низ)
Подп.
P1
Дата
С
a
560
625
Горная порода
Стандартное описание горной породы (полное название, характерные
признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))
доломит
известняк
625
ангидрит
гипс
1380
40
40
15
5
Доломиты и известняки серые, темно- серые, плотные, часто окремнелые с
подчиненными прослоями ангидрита, реже гипса и стяжениями кремня.
Известняки в разной степени доломи- тизированные.
50
40
10
Известняки светло- серые, серые, органогенно- детритовые, участками
доломитизированные. Доломиты серые, светло- серые, микрозерни- стые, с
реликтом органогенных остатков, мелкими включени-ями ангидрита,
прослоями пористо- кавернозные.
ВКР 21.03.01.42
Сз
625
доломит
815 известняк
ангидрит
С2
815
1050
С2 m
815
985
815
доломит
известняк
840 песчаник
ангидрит
гипс
40
40
10
5
5
Известняки серые, светло- серые, разнодетри- товые, реже микрозернистые
и известковые песчаники, прослоями доломи-тизированные, с гнездами
ангидрита, доломиты серые, микро- и тонкозернистые, плотные, слабо
известко- вистые, с включениями ангидрита, гипса, халцедона.
840
доломит
880 известняк
ангидрит
50
40
10
Известняки серые, органоген-ные, доломитизированные, плотные,
пористые, с выпотами нефти. Доломиты серые, микро- тонкозернистые,
неравномерно- глинистые, из- вестковистые, с включениями и гнездами ангидрита, кальцита, кремня,прослоями пористые с выпотами нефти.
С2
mc
C2Pd
Лист
12

13.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Продолжение таблицы 4
№ докум.
Подп.
Интервал
Индекс
стратиграфического от
до
подразделения (верх) (низ)
Горная порода
Стандартное описание горной породы (полное название, характерные
признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))
880
доломит
960
известняк
50
50
960
алевролит
аргиллит
известняк
985
доломиты
песчаник
уголь
10
10
30
30
15
5
С2b
985
1050 известняк
100
Cl
1050 1380
C1 s
1050 1150 известняк
p
C<ok
1150 1380
1150 1350
Дата
С2ks
C2vr
ВКР 21.03.01.42
1
C1vn+ C1mh+ C1al
известняк
1150 1320
и
доломиты
Известняки светло- серые, органогенные и хе- могенные, неравномерно
доломитизированные, плотные и пористые. Доломиты светло- серые,
коричневато- серые, микро- тонкозернистые, неравномерно известковистые,
Известняки светло- си включениями
темно- серые,ангидрита
биоморф- ные, органо-геннодетритовые и хемо-генные, плотные и пористые. Аргиллиты пестроцветные,
неравномерно алевритистые и известко- вистые, плитчатые. Алевролиты
темно- серые и пестроцветные, полевошпатово -кварцевые, мелкозернистые,
известковистые, с пологоволнистой слоистостью. Песчаники зеленоватосерые и коричне-вато- серые, полевошпатовокварцевые, мелкозернистые,
массивные. Доломиты светло- серые, микро-тонкозернистые, глинистые.
Аргиллиты темно-серые до черных, тонкослоис-тые, с обугленными и
пиритизи- рованными растительными остатками, толщиной до 2 м. Угли
черные,
каменные,
до 0,2 м.
Известняки светлосерые,
серые, толщиной
микро- и мелкокристаллические,
доломитизированные, неоднородные по плотности
100
Известняки светло- серые, серые с коричневым оттенком, микро-и
мелкокристаллические, с различной степенью доломитизации, неоднородными по плотности
50
50
Известняки серые, коричневато -серые, микро- тонкозернистые, плотные, с
частыми включениями и тонкими прослойками (до 0,3 м) ангидрита.
Доломиты светло- коричневато-серые, мелко- среднекристаллические,
плотные, пористые, с выпотами нефти.
Лист
13

14.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Продолжение таблицы 4
№ докум.
Подп.
Интервал
Индекс
стратиграфического от
до
подразделения (верх) (низ)
Горная порода
Стандартное описание горной породы (полное название, характерные
признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))
Дата
ВКР 21.03.01.42
C1tl
песчаник
алевролит
1320 1350 аргиллит
известняк
доломит
30
20
20
20
10
Нижняя- терригенная пачка представлена песчаниками, алевролитами и
аргиллитами. Песчаники серые, мелкозернис-тые, кварцевые, нефтенасыщенные. Алевролиты темно-серые, кварцевые, разнозер-нистые, глинистые,
пес- чанис-тые, неравномерно известко-вистые, реже нефтенасыщен-ные.
Аргиллиты темно- серы е до черных, алевритистые, плитчатые. Верхняякарбонатная пачка сложена известняками и доломитами. Известняки темнокоричневато- серые, органогенные, плотные.
C1bb
песчаник
1350 1380 алевролит
аргиллит
40
30
30
Переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов с редкими
прослойками каменных углей. Песчаники серые, с темным и коричневатым
оттенком, мелкозернистые, прослойками среднезернистые, кварцевые,
однородные. Алевролиты темно- серые, разнозернистые, с линзовидной
слоистостью.
Лист
14

15.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица 5
Абразивность
Категория породы по
промысловой
классификации
(мягкая, средняя и
т.д.)
78-100
25-45
25-45
72-250
2
2
2
1
8
3
2
3-5
мягкая
мягкая
мягкая
твердая
1,5
2,0
144-187
3
2
твердая
0,5-1
1,5-4
78-100
2
8
мягкая
10
10
0,5-1
0,5-1
4,0
2,5
25-45
25-75
2
2
2
2
средняя
средняя
7580
10-50 10
3-13
2,0
150
1
1
твердая
1-3
3
72-250
1
3-5
твердая
0,2 90-92 1-3
90
90
10
0
5
25
5-25 75
10
1,5
0,5-1
2,0
4,0
144-187
25-45
3
2
2
2
средняя
средняя
0,5-1
1,5-4
78-100
2
8
мягкая
0,5-1
2,5
25-75
2
2
средняя
песок
суглинок
глина
известняк
2,1
80,0 25
1,70 10 - 25 2,3
20
90
2,54
11
-
5
90
10
доломит
2,65
песчаник
2,1
глина
алевролит
Карбонатность,%
Расслоенность породы
1380
Твердость,
кгс/мм2
625
625
Сплошность породы
10
1,5
1,5
4,0
3
Глинистость, %
10
0,5-1
0,5-5
0,5-1
1-3
Проницаемость, мД
ВКР 21.03.01.42
С
0
Пористость, %
Дата
Р
до
Краткое
название
горной породы
Плотность, г/см3
Подп.
Индекс стратиграфического
подразделения
№ докум.
Q
Интервал, м
от
Соленость, %
4.2Физико- механические свойства горных пород по разрезу скважины.
1,5
10
10
2-6
0,2 90-92 1-3
2,34
2,3
10
20
20
20
0
25
90
5-25
ангидрит
2,12
0-3
5-25
известняк
2,54
7,0
-
доломит
глина
2,50
2,34
песчаник
2,1
алевролит
2,3
2-6
20
10
20
20
5
90
75
10
Лист
15

16.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
№ докум.
4.3 Нефтегазоводоносность
Сведения, освещающие нефтегазоводоносность проектного разреза скважины, приводятся в таблицах 6,7,8
.Достоверность их определяется степенью изученности месторождения (площади), прогнозной оценкой,
Подп.
базирующейся на аналогии с соседними месторождениями и установленными общими закономерностями
Дата
распределения нефтяных, газонефтяных и газовых залежей и водоносных горизонтов в разрезе.
Таблица 6
С2 ks
C2vr
C1v
880
960
Содержание
парафина
Свободный дебит,
м3/сут.
газовый
фактор, м3/м3
содержание
сероводорода,
%
содержание
углекислого
газа, %
относительна
я по воздуху
плотность
газа
коэффициент
сжимаемости
давление
насыщения в
пластовых
условиях,
МПа
Содержание серы
Подвижность, д
на сП.
от
до
(верх) (низ)
Плотность,
кг/м3
в
пластовых
условиях
после
дегазации
Интервал,
м
Тип
коллектора
ВКР 21.03.01.42
Индекс
стратиграфическо
го
подразделения
Нефтеносность
Параметры растворенного газа
960
Трещинный
(карбонатный)
0,864 0,886 0,002 2,12 3,33
1,4
15,7
0,0
-
1,36
0,96
4,1
985
Поровый
(карбонаты
й)
0,872 0,885 0,011 2,41 3,54
1,4
13,2
0,0
-
1,42
0,96
4,1
0,885 0,893 0,023 2,77 3,86 13,1
9,7
0,0
-
1,31
0,96
4,3
1150 1360
Поровый
(карбонатный)
Лист
16

17.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица7
Водоносность
№ докум.
Подп.
Индекс
Относит
Химический состав воды в %
страти- Интервал
ся к
эквивалентной форме
Степен
графи основного
Свободны Фазовая
источни
Тип
Плотност
ь мине- Тип воческог ствола, м
и
проку пианионы
катионы
коллектор
ь,
рализа ды по
о
дебит,
ницаемость,
тьевого
а
г/см3
ции, Сулину
подраз
м3/сут
мД
водог/л
до
+
++
++
делени от
снабжен
CL SO4 HCO3 Na Mg Ca
(верх) (низ)
я
ия
Дата
Четвертично-верхнепермский комплекс
Q
0
P2
10
поровотрещинный
порово625
трещинный
10
1,00
Не опр.
0,5-16
3,2
1,00
Не опр.
0,1-750
56,5 33,0 10,5 95,7
2,5
94,3
2,5
20,8 76,7
0,91
ГКН
да
-
ХК
нет
1,6
2,7
7,0
15,0 243,6
ХК
нет
Каширско-нижнепермский комплекс
ВКР 21.03.01.42
P1- C2ks
625
960
поровотрещинный
1,17
Не опр.
0,1-750
95,0
3,0
2,0
78,0
Верейский комплекс
C2vr
987
C2b
985
985
поровый
1050 поровый
1,17
Не опр.
98,0
1,5
0,5
80,5 17,5
2,0
226,7
ХК
нет
1,17
Башкирский комплекс
Не опр.
0,1-750
98,0
1,5
0,5
80,5 17,5
2,0
240,1
ХК
нет
ХЛК
нет
0,1-750
Серпуховско-визейский комплекс
s
C1 C1
v
1050 1380 поровый
1,17
Не опр.
0,1-750
99,75 2,4
0,1 85,70 16,2 3,10 199,7
Примечание:
СФН-сульфатнонатриевый, ГКН-гидрокарбонатнонатриевый, ХЛМ-хлормагниевый, ХЛК-хлоркальциевый.
Лист
17

18.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица 8
4.4 Пластовые давления и температуры по разрезу скважины.
№ докум.
Подп.
Интервал
Градиент давления
Градиент
Температура
основного
в конце
Индекс ствола, м
интервала
пластового
порового
гидроразрыва пород
горного давления
страти
графи
МПа на
МПа на 100
МПа на 100
ческого от
МПа на 100 м
до
100м
м
м
источник
источисточник
подраз (верх) (низ)
источник
источник 0
полуник поС
полу
деления
от
до
от
до
от
до
до получения
получения от
чения
лучения
чения
(верх) (низ)
(верх) (низ)
(верх) (низ)
(верх) (низ)
Дата
0
10
1,00
РФЗ
-
1,05
РФЗ
-
1,76
расчет
-
1,5
расчет
-
РФЗ
10
415 1,00 1,00
РФЗ
1,05
1,05
РФЗ
1,76
2,00
расчет
1,5
1,6
расчет
10
РФЗ
415
440
560
625
815
840
880
440
560
625
815
840
880
960
1,00
1,00
1,00
1,00
1,00
1,03
1,03
1,00
1,00
1,00
1,00
1,03
1,03
1,03
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
2,00
2,01
2,07
2,10
2,17
2,18
2,19
2,01
2,07
2,10
2,17
2,18
2,19
2,21
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
1,6
1,61
1,66
1,68
1,74
1,74
1,75
1,61
1,66
1,68
1,74
1,74
1,75
1,77
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
12
13
15
18
19
20
22
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
C1tl
960
985
1050
1150
1320
985
1050
1150
1320
1350
1,03
1,03
1,00
1,00
1,05
1,03
1,00
1,00
1,03
1,05
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
1,05
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
2,21
2,22
2,23
2,26
2,31
2,22
2,23
2,26
2,31
2,32
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
1,77
1,78
1,78
1,81
1,85
1,78
1,78
1,81
1,85
1,86
расчет
расчет
расчет
расчет
расчет
23
24
26
28
28
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
C1bb
1350 1380 1,05 1,05
РФЗ
1,05
1,05
РФЗ
2,32
2,33
расчет
1,86
1,86
расчет
28
РФЗ
Q
P2kZ
P2U
P1k, Р1аr
PlS
P1a
C3
C2mc
C2Pd
C2ks
P2t,
ВКР 21.03.01.42
C2vr
С2b
C1 s
C1
vn+mh+al
-
Лист
18

19.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
4.5 Возможные осложнения по разрезу скважины
№ докум.
Исходя из анализа геологических условий и из опыта ранее бурившихся скважин в аналогичных
геологических условиях в таблице 9приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины.
Подп.
Они дают лишь общие представления о характере встретившихся осложнений в ранее пробуренных
скважинах.
Дата
Таблица 9
Поглощение бурового раствора
Интервал
основного
ствола, м
ВКР 21.03.01.42
Индекс
страти
графи
ческого
от
подраз
деления (верх)
до
(низ)
Градиент давления поРасстояние от
устья скважины Имеется ли глощения, МПа на 100м
Максимальная индо статического
потеря
тенсивность поглоУсловия возникновения
уровня
при
его
циркуляции
щения, м3/час
максимальном
(да, нет)
при
после изоляснижении, м
вскрытии ционных работ
P21
0
200
2-3 м3/час
-
нет
1,51
-
C1s C1v
1050
1380
2-3 м3/час
-
нет
1,78
-
превышение
гидродинамического
давления над пластовым
превышение
давлением
гидродинамического
давления над пластовым
давлением
Лист
19

20.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Таблица 10
Осыпи и обвалы стенок скважины
Дата
Интервал в основном стволе, м
Индекс
страти
графи
ческого
от
подраз
(верх)
деления
ВКР 21.03.01.42
Q. P2t,
P2kz P2u
0
Время до
Мероприятия по ликначала
видации последствий
осложнения, (проработка, промывка и
сут
т.д.)
до
(низ)
тип раствора
плотность,
г/см3
дополнительные
данные по раствору,
влияющие на
устойчивость пород
415
Естественная
глинистая
суспензия химически обработанная
1,12-1,16
УВ-2040, СНС-8/10, Ф18-, рН =8-10, К=1,0
2-3
проработка,
промывка
1000
Минерализованный
крахмальнобиополимерный
раствор
1,25
УВ-40-60, Ф-4-6 СНС6/8, , рН =6-7, К=0,5
3-5
проработка,
промывка
C2vr
960
Буровые растворы, применявшиеся ранее
Лист
20

21.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Таблица 11
Нефтегазоводопроявления
Дата
ВКР 21.03.01.42
Плотность смеси при
Индекс Интервал по
проявлении для расчета
страти основному
Вид проявля- Длина столба избыточных давлений, г/см3
графи
емого флюида газа при ликвистволу, м
ческого
(вода, нефть, дации газопроподраз
конденсат, газ)
явления, м
внутреннего
наружного
деления от
до
(верх) (низ)
ks
C2
880
960
нефть
0,861
1,1
C2vr
960
1000
нефть
-
0,861
1,1
C1b
1000
1050
вода
-
1,17
1,1
C1v(C1tl)
1340
1350
нефть
-
0,885
1,1
C1v(C1bb) 1350
1360
нефть
-
0,885
1,1
Характер проявления (в виде пленок
Условия
нефти, пузырьков
возникновения газа, перелива воды, увеличения
водоотдачи и т. д.)
снижение
репрессии на
пласт
снижение
репрессии на
пласт
снижение
репрессии на
пласт
снижение
репрессии на
пласт
снижение
репрессии на
пласт
пленок нефти
пленок нефти
перелив воды
пленок нефти
пленок нефти
Лист
21

22.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
№ докум.
Таблица 12
Прихватоопасные зоны
Подп.
Дата
Индекс Интервал по
страти
основному Вид прихвата (от перепада давлеграфи
стволу, м
ния, заклинки, сальникоческого
образования и т.д.)
от
до
подраз
(верх) (низ)
деления
Q. P2t, P2kz
0
415
Заклинка инструмента
P2u
Наличие ограничений на
оставление инструмента без
движения или промывки (да,
нет)
Условия возникновения
да
обвалы стенок скв.
10
200
От перепада давления
да
прилипание инструмента к
стенкам скв.
960
985
Заклинка инструмента- сальникообразования
да
обвалы стенок скв,
C1al C1s
1050
1150
От перепада давления
да
прилипание инструмента к
стенкам скв.
C1tl
1330
1380
Заклинка инструмента- сальникообразования
да
обвалы стенок скв,
P2t
ВКР 21.03.01.42
C2vr
Лист
22

23.

4.6 Исследовательские работы
Виды
и
назначением
объемы исследовательских
проектируемой
работ определяются
скважины.
Они
целевым
регламентируются
инструктивными и руководящими документами («Правила геофизических
исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах», Москва, 1999 г. и
методические
указания
«Комплексирование
и
этапность
выполнения
геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и
нефтегазовых месторождений» Москва, 2002 г.) и уточняются в зависимости от
степени изученности месторождения.
Таблица 13
Отбора керна и шлама
Параметры отбора керна
минимальный
диаметр, мм
C2ks
C2vr
C1v(C1tl+ C1bb)
100
максимальная
проходка за
рейс, м
15
от
(верх)
до
(низ)
930
970
1340
935
985
1360
В интервалах отбора керна шлам отбирается через 2 м.
Керн отбирается по 1 скважине в кусте.
Отбор шлама происходит через каждые 5 м (по согласованию геологических
служб «Заказчика» и «Подрядчика»).
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Подп. и дата
Индекс
стратиграфического
подразделения
Интервал отбора
керна по
вертикали, м
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
23

24.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица 14
Геофизические исследования в скважине
№ докум.
Замеры и отборы произвоСкважинная аппаратура и приборы
дятся по стволу
Подп.
Наименование исследований
Масштаб
записи
На глу
бине, м
Дата
Стандартный каротаж (ПС, КС 1-2 зонда из состава
БКЗ), резистивиметрия, профилеметрия (ДС)
1:500
В инте
рвале, м
от
до
(верх)
(низ)
500
30
500
1380
500
1380
Работа телесистемы с контролем инклинометрический партии (дежурство непрерывно) в
интервале набора угла искривления
тип
«Карат»,
СКПД,
«ОНИКС- Гранит», К5
ИМ-1, ИН1- 721, КИТА
ВКР 21.03.01.42
КС, ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), РК(ГК, НГК), МК
(БМК), АК, ЯМК, ГГК-п, профилеметрия,
резистивиметрия
1:200
1380
840
1380
РК(ГК,НГК), Э/т, АК
1:500
1380
0
1380
АКЦ, СГДТ, термометрия (ОВПЦ)
1:500
500
0
500
1380
0
1380
Привязка перед отбором керна КС, ПС, ДС, ИК
1:500
900
1320
840
1250
900
1320
«Карат»,
СКПД
1380
0
1380
СГТ-1
КС-3, СКО- 2,СПАК-8, РКП, АЯМК-1, АЯМК-П
СГДТ-2, КСА- Т7, АКЦ-1
ГМЩП+КП; ГК, МЛМ проводится до и после
перфорации
ЭМДСТ
ГТИ
Группа
сложности
1
Лист
24

25.

5.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
5.1 Конструкция скважины
Конструкция скважины проектируется на основе анализа ожидаемых и
сложных характеристик скважины с учетом требований к характеристикам
горной фазы породы, графика комбинированного давления,"положения об
охране
подземных
сооружений",
ПБ
07-601-03,
ГП"правила
техники
безопасности в нефтегазовой промышленности". Нормативные документы, а
также опыт строительства скважин в аналогичных геологических условиях.
Направление
Направленная установка предусмотрена для фиксации интервала в
верхней части скважины, состоящей из неустойчивых отложений, для защиты
насыпных участков и поверхностных грунтов, а также для подключения
циркуляционной
системы
к
конструкции.
Бурение
под
направлением
осуществляется сборкой, содержащей долото диаметром 393,7 мм, на глубину
30 м. направление завершается обсадной трубой диаметром 324 мм.
Подп. и дата
Кондуктор
Для покрытия неустойчивых пород (песок и др.) при бурении скважины
под эксплуатационной обсадной колонной глубина спуска проводника берется
согласно техническому заданию-500 м (по вертикали), 523 м (по стволу).
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Бурение осуществляется в компоновке, включающей долото диаметром 295,3
мм.Он поставляется с обсадной трубой диаметром 245 мм.
Эксплуатационная колонна
Для того чтобы воспользоваться преимуществами продуктивного пласта,
отделить пласт, конструкция скважины состоит из обсадных труб диаметром
146 мм и колонны скважин, которая спускается на глубину 1380 м (по
Инв. № подп
Подп. и дата
вертикали) 1445 м (вдоль ствола скважины).
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
25

26.

Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Инв. № подп
Рис 2 Совмещённый график давлений
ВКР 21.03.01.42
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
26

27.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица 15
№ докум.
Глубина спуска и характеристика обсадных колонн
Подп.
Номер
колон
лонны в
порядке
спуска
Дата
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Интервал по
стволу
скважины
Название колонны
НомиРасстояние Количе(установка наль- ный от устья ство раз(направление,
кондуктор, первая колонны
диаметр скважины до дельно
и последующие или откры- ствола уровня подъ- спускапромежуточные, тый ствол), скважины ема тамемых
м
эксплуатационная)
(долота) в понажно- го частей
или открытый
интер- раствора за колонны,
от
до
ствол
вале,
мм колонной, м
шт.
(вер
(низ)
х)
Интервал
Номер установки
раздельно
раздельно спускаеспус- мой части,
м
каемой
части в
порядке от
спуска (вер до
(низ)
х)
Глубина
забоя при Необходимость (причина)
повороте
спуска колонны (в том
секции,
числе в один прием или
установке
секциями), установки
надстав ки
надставки, смены или
или замеповорота секции
няющей, м
1
Направление
0
30
393,7
0
1
1
0
30
-
2
Кондуктор
0
523
295,3
0
1
1
0
523
-
3
Эксплуатацион
ная
0
1445
215,9
412
1
1
0
1445
-
Для крепления верхнего
интервала, сложенного неустойчивыми отложениями и
многолетнемерзлыми
породами. Сохранность
насыпной площадки и поверхностного грунта, обвязка
Для крепления верхних
циркуляционной
системы
неустойчивых четвертичных и
меловых отложений
Разобщение пластовколлекторов, эксплуатация
пласта визейского горизонта
Лист
27

28.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
№ докум.
Таблица 16
Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн
Подп.
Раздельно спускаемые части
Дата
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
интервал установки одноразНомер
соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части
номер
мерной части
коли
колонодно- наруж (по стволу), м ограничены в номер чество размер- ный
ние на
интервал установки
порядк в по- диамет ной ча- диа
толщину количемаксимальрядке
мет
труб с заданным
условный
е
сти в по- метр,
стенки не ство ти- номер в
ный наруж- типом соединения (по
спуска
ров,
от
до
спуска
рядке
мм
более, мм пов со- порядке код типа ный диаметр
шт.
стволу), м
(верх)
(низ)
соединени
спуска
единения спуска
соединения,
я
от (верх)
до (низ)
, шт.
мм
1
1
1
1
324
0
30
-
1
1
НОРМКА
351
0
30
2
1
1
1
245
0
523
-
1
1
Батресс
271
0
523
3
1
1
1
146
0
1445
-
1
1
Батресс
166
0
1445
Лист
28

29.

5.2Технико-технологические мероприятия
Таблица 17
Технико-технологические мероприятия
№
п.п.
1
2
Подп. и дата
3
4
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
5
Наименование мероприятия или краткое описание
Причина проведения
мероприятия
Цементирование направления 324 мм и колонны кондуктор
245 м произвести на всю длину.
При цементировании направления применить цемент ПЦТ IДля крепления верхних
50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,82 г/см3.
неустойчивых
При цементировании кондуктора применить цемент ПЦТ I-50
четвертичных
и меловых
ГОСТ 1581-96 плотностью 1,82 г/см3 в интервале 530-367 м по
отложений.
стволу скважины и цемент ПЦТ 111-Об4-50 ГОСТ 1581-96
плотностью 1,52 г/см3 в интервале 367-0 м по стволу
скважины. Цементирование выполнить в одну ступень.
Предусмотреть высоту подъема цементного раствора за
эксплуатационной колонной 146 мм до устья.
Предотвращение
гидроразрыва горных
пород при креплении
скважины.
Эксплуатационная колонна цементируется до устья 1445,3-0 м
в одну ступень, при цементировании применить тампонажный Для перекрытия пластов
цемент ПЦТ I-GГОСТ 1581-96, с плотностью цементного
коллекторов, их
3
раствора 1,82 г/см в интервале 1445,3-1321 м по стволу;
качественного и
ПЦТ 111-Об4-50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,52 г/см3 в
раздельного испытания.
интервале 1321-0 м по стволу.
При бурении под эксплуатационную колонну применить
комплекс профилактических мероприятий направленный на
недопущение поглощения бурового раствора
Наличие зон поглощения
бурового раствора в
отложениях .
Предупреждение
Контролировать соблюдение параметров бурового раствора и
осложнений и аварийных
рецептуры его приготовления, соответствие способов и
ситуаций в процессе
режимов бурения.
бурения.
6
Провести опрессовку и дефектоскопию бурильного
инструмента и бурового грузоподъемного оборудования.
Предупреждение
аварийных ситуаций с
бурильным инструментом
и оборудованием.
7
В процессе бурения следить за выносом шлама. При
прекращении или уменьшении выноса шлама остановить
бурение и промыть скважину в течение одного цикла с
одновременным расхаживанием бурильной колонны.
Обеспечение
безаварийного бурения
ствола скважины.
8
Скорость спуска бурильной колонны ограничить по
интервалам глубин:
0-1000 м - 2 м/с;
1000-1500 м- 1,5 м/с;
1500-2000 м- 1 м/с.
Снижение
гидродинамических
давлений в скважине.
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
29

30.

Продолжение таблицы 17
№п.
п.
Наименование мероприятия или краткое описание
Причина проведения
мероприятия
9
После наращивания спуск бурильной колонны до забоя
ограничить до 0,1 м/с, чтобы не допустить чрезмерного
увеличения расхода бурового раствора в кольцевом
пространстве.
Снижение
гидродинамических
давлений на коллектора
нефти и поглощающие
пласты.
Предотвращение
Циркуляцию, при вскрытых поглощающих пластах,
гидроразрыва
10
восстанавливать одним насосом при постепенном
слабосцементированных
перемещении бурильной колонны вверх и вращении ротором.
горных пород.
Предупреждение прихвата
бурильного инструмента
шламом. Предотвращение
проработок после спуска.
12
В процессе подъема колонны бурильных труб выполнять
требования ПБ в НГП.
Предупреждение
нефтегазопроявлений.
13
Изменение и отклонение от проекта, дополнения к
нему допускается только в соответствии с
требованиями ПБ в НГП.
Соблюдение
технологии бурения
скважин в
соответствии с
проектом
Подп. и дата
11
Перед подъемом инструмента после окончания долбления
осуществлять промывку в течение 0,5 цикла при
производительности, с которой осуществлялось бурение.
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Окончание
ВКР 21.03.01.42
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
30

31.

5.3.Профиль скважины
При
строительстве
каждой
конкретной
скважины
создается
индивидуальный профиль, зависящий от геологических условий, назначения
скважины и других задач.
Профиль проекта включает в себя 5 интервалов, учитывающих
геологический разрез месторождения и особенности буровой установки.1 из
них-вертикальный, 1-расстояние для подъема зенитного угла,2-интервал
стабилизации, еще 1-участок для спуска зенитного угла.
Вертикальный участок
Интервал от 0 до50 м.
Участок увеличения зенитного угла
В интервале по вертикали – от 50 до186,9 м(по стволу - от 50 до 190м)на
каждые 10м с интенсивностью 1,50набирается зенитный угол, до достижения
20,000.Радиус искривления при этом составляет не более 410 м.
Подп. и дата
Участок стабилизации
Интервал по вертикали -от186,9 до 938,7 м (по стволу -от 190 до 990
м)бурится с зенитным углом 20,000.
Участок падения зенитного угла
Инв. № подп
Подп. и дата
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
Интервал по вертикали -от 938,7 до 1188,3 м (по стволу -от 990 до 1250
м)бурится с постоянным уменьшением зенитного угла по 0,30 на каждые 10м.
На глубине по вертикали 1188,3 м (по стволу 1250 м) зенитный угл должен
составить 11,000.
Участок стабилизации
Интервалот 1188,3 до 1380 м (по стволу -от 1250 до 1445 м)бурится с
зенитным углом 11,000с целью выхода на точку входа в продуктивный пласт
С1v на глубине1340 м по вертикалис общим отходом 408,1м.
ВКР 21.03.01.42
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
31

32.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
Таблица 18
№ докум.
Профиль наклонно-направленной скважины.
Подп.
Дата
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Лист
32

33.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
ВКР 21.03.01.42
Рис. 3 Проекция
Лист
33

34.

Инв № подл
Подп. и дата
Взам. инв. №
Инв. № дубл.
Подп. и дата
Изм. Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Ошибка! Неизвестное имя свойства документа.
Рис. 4 Профиль ствола скважины
Лист
34

35.

5.4Промывочные жидкости
5.4.1 Общие положения
Основным условием выбора типа буровых растворов является их
возможность строительство высококачественных и рентабельных скважин с
при этом минимизируется негативное воздействие на окружающую среду и
фильтрационные характеристики пласта.
При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров
необходимо руководствоваться следующими требованиями:
a) для приготовления буровых растворов применять экологически безопасные,
разрешенные к применению реагенты, внесенные в отраслевой реестр
«Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в
нефтяной отрасли»;
b) снижением негативного воздействия бурового раствора на коллекторские
свойства продуктивных пластов;
c) обеспечением качественной промывки ствола скважины, устойчивой работы
Подп. и дата
забойных двигателей, качественной очистки забоя от выбуренной породы;
d) уменьшением объемов отработанного бурового раствора, возможности
повторного их использования;
e) возможности подготовки и обработки буровых растворов на оборудовании
f) возможности поддержания и регулирования их агрегативной и кинетической
устойчивости, которые определяют технические показатели растворов, такие
как:
Инв. № дубл.
Взам. инв. №
поставляемом в комплекте буровой установки и циркуляционной системы;
(плотность,
реологические,
фильтрационные,
смазочные,
Инв. № подп
Подп. и дата
антикоррозионные свойства).
ВКР 21.03.01.42
Ли Изм.
т
№ докум.
Подп.
Дат
а
Лист
35

36.

5.4.2Обоснование плотности применяемых буровых растворов
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения
рассчитывается исходя из условий поддержания устойчивости горного массива,
образующего стенки ствола скважины, а в интервалах, содержащих напорный
пласт, на дне создается столб раствора гидростатического давления,
препятствующий притоку пластового флюида в пласт.
По формуле
Рпл =