- •Список условных обозначений
- •Оглавление
- •1. Введение
- •2. Организационно-технические условия производства буровых
- •3. Геологическая часть
- •3.1. Тектоника
- •3.2. Литолого-стратиграфическая характеристика
- •3.3. Нефтегазоводоносность Нефтеносность
- •Водоносность
- •3.4. Возможные осложнения по разрезу скважины Поглощения бурового раствора
- •Осыпи и обвалы стенок скважины
- •Нефтегазоводопроявления
- •3.5. Исследовательские работы в скважине
- •3.6. Работы по испытанию скважины в эксплуатационной колонне
- •4. Технико-технологическая часть
- •4.1. Конструкция скважины
- •4.1.1.Расчет диаметров обсадных колонн и долот
- •4.2. Расчет профиля скважины
- •4.3. Способы и режимы бурения
- •4.3.1. Способы бурения
- •4.3.2. Расчет бурильной колонны
- •4.4.Тип и параметры очистного агента или жидкости глушения. Гидравлический расчет промывки скважины.
- •4.4.1. Обоснование буровых растворов.
- •Технология приготовления бурового раствора ббр-пмг
- •Технология приготовления бурового раствора ббр-скп
- •4.4.2. Гидравлический расчет промывки скважины
- •4.4.3. Выбор гидравлического забойного двигателя
- •4.4.4. Расчет потерь давления в кольцевом пространстве и определение критической плотности промывочной жидкости
- •4.4.4.1. Расчет потерь давления в кольцевом пространстве
- •4.4.4.2.Расчет потерь давления в бурильных трубах
- •4.4.4.3. Расчет потерь давления в наземной обвязке
- •4.4.4.4. Расчет перепада давления за счет наличия в кольцевом пространстве шламожидкостной смеси. Определение давления на выкиде насосов
- •4.5. Меры по предупреждению аварий и осложнений
- •4.5.1. Возможные осложнения при бурении скважины.
- •4.5.2. Мероприятия по предупреждению возникновения осыпей и обвалов
- •4.5.3. Предупреждение прихватов бурильной колонны
- •4.5.4. Предупреждение аварий с долотами
- •4.5.5. Предупреждение аварий с бурильным инструментом
- •4.5.6. Предупреждение аварий с забойными двигателями
- •4.5.7. Спуск обсадной колонн
- •4.6.Крепление скважины
- •4.7. Вскрытие, опробование и освоение продуктивных горизонтов
- •4.7.1. Вскрытие продуктивных пластов
- •4.7.2. Перфорация
- •4.7.3. Освоение скважины
- •Буровое оборудование и инструмент
- •5. Разработка мероприятий по совершенствованию технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов.
- •5.1. Введение
- •5.2. Влияние перфорации на физико-химические свойства пласта
- •5.3. Выбор оптимального типа перфоратора
- •5.4. Описание работ от вторичного вскрытия эксплуатационного объекта до сдачи скважины в эксплуатацию Порядок проведения перфорации на нкт-73 мм
- •5.4.1. Подготовительные работы к проведению перфорации
- •5.4.2. Порядок проведения снаряжения и спуска перфоратора
- •5.4.3. Привязка перфоратора по гк к глубине интервала перфорации
- •5.4.4. Отстрел перфоратора
- •Экономическая эффективность использования трубного способа перфорации по сравнению с кабельной
- •6.1. Определение основных технико-экономических показателей
- •6.2. Экономический эффект
- •Безопасность жизнедеятельности
- •7.1. Источники повышенной опасности
- •7.2. Общие требования
- •7.3. Монтаж и эксплуатация оборудования
- •7.4. Приготовление и обработка бурового раствора
- •7.5. Спускоподъемные операции
- •7.6. Меры безопасности при спуске обсадных колонн и их цементировании
- •8. Экологическая безопасность
- •8.1. Источники загрязнение окружающей среды
- •8.2. Очистка, обезвреживание и утилизация буровых сточных вод
- •8.3. Рекультивация земель
- •8.4. Охрана атмосферного воздуха от загрязнения
- •9. Организация работ в системе го и чс
- •9.1. Основные требования и мероприятия
- •9.2. Требования к противопожарной безопасности
- •9.2.1. Первичные средства пожаротушения
- •9.2.2. Документы, обеспечивающие безопасность работ
- •10. Заключение
- •П риложение № 2
- •Список литературы
3.3. Нефтегазоводоносность Нефтеносность
Промышленная
нефтеносность связана, с отложениями
в Фаменском ярусе, пласт (
).
Продуктивный пласт залегает в интервале
1935-1980м.(по вертикали), мощность пласта
45 м. Тип коллектора порово-трещинный.
Плотность: в пластовых условиях 0,71
г/см3;
после дегазации 0,822 г/см3.
Свободный газ отсутствует.
Нефтеносность представлена в таблице 3.3.1.
Давление и температура в продуктивных пластах представлены в таблице 3.3.2.
Индекс стратигра-фического подразделе-ния |
Интервал |
Тип коллек- тора |
Плотность нефти,
|
Подвиж-ность,
|
Параметры растворенного газа |
|||
Газовый фактор,
|
Давление насыщения, МПа |
|||||||
от (верх) |
до (низ) |
В плас-товых усло- виях |
После дегаза-ции |
|
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1580 |
1602 |
поро-вый |
0,712 |
0,816 |
0,004 |
195,2 |
16,1 |
|
1935 |
1980 |
порово-трещин-ный |
0,71 |
0,822 |
0,014 |
180 |
14,02 |
Таблица 3.3.1 - Нефтеносность
Примечание: смотри рисунок 3.3.1 Структурная карта пласта Бш.
Таблица 3.3.2 - Давление и температура в продуктивных пластах
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Пластовое давление, МПа |
Источник получения |
Температура в конце интервала |
||
от (верх) |
до (низ) |
|
Источник получения |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1580 |
1602 |
17,4 |
РФЗ |
+27 |
РФЗ |
|
1935 |
1980 |
22,0 |
РФЗ |
+31 |
РФЗ |
Примечание: Градиент давления гидроразрыва пород на 100м: 0-1000 м а=2,6 МПа; более 1000 м а=2,34 МПа для поглощающих горизонтов 0-500 м а=1,2 МПа; более 500 м а=1,25 МПа.
(РФЗ – расчёт по фактическим замерам в скважинах)
Газоносность - свободный газ отсутствует.
Рисунок 3.3.1 Структурная карта пласта Бш.
Водоносность
Сакмарский ярус (Р1s) представляет собой поровый коллектор мощность которого равна 55 м. Плотность воды 1,138 кг/м3. Степень минерализации 6949,9 мг-экв/л. Не относиться к источнику питьевого водоснабжения.
Башкирский ярус (C2b) представляет собой поровый коллектор мощность которого 80 м. Плотность воды 1,175 кг/м3. Степень минерализации 9190,3 мг-экв/л. Не относиться к источнику питьевого водоснабжения.
Водоносность представлена в таблице 3.3.3.
Таблица 3.3.3 – Водоносность
Индекс стратигра-фического подразделе ния |
Интервал, м |
Тип коллек- тора |
Плот- ность ,
|
Химический состав воды в мг-эквивалентной форме |
Минерализация, мг-экв/л |
|
||||||
от |
до |
|||||||||||
анионы |
катионы |
|||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Cl¯ |
SO4¯ |
HCO3¯ |
Cа++ |
Mg++ |
Na+ K+ |
12 |
|
|
1040 |
1090 |
поровый |
1,138 |
3459,5 |
12,3 |
3,1 |
853,7 |
463,1 |
2158,2 |
6949,9 |
|
|
1602 |
1630 |
поровый |
1,175 |
4578,8 |
13 |
3,4 |
1078,3 |
477,9 |
3038,9 |
9190,3 |
|
