Вход

Теория бурения нефтяных и газовых скважин

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Курсовая работа*
Код 273976
Дата создания 25 февраля 2015
Страниц 29
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 29 марта в 18:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
890руб.
КУПИТЬ

Описание

В решении А- 498,21 это решение подойдет к заданию, где А- 650 (можно чуть выше), или 300 (можно чуть ниже)


Оглавление

1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза проектируемой скважены 3
2. Сведения о давлениях ГРП, зонах поглащения по разрезу и их характеристика 10
3. Сведения о нефтегазоносности разреза, пластовых давлениях в флюидосодержащих плостах 14
4. Интервалы возможных осложнений, их характеристики 16
5. Статистические данные по отработке долот 16
6. Сведения о конструкции скважины. 19
7. Сведения об используемых буровых растворах 21
8. Обоснование и расчет профиля ствола скважины. 22
9. Обоснование выбора типоразмеров долот, элементов КНБК бурильных труб 23
10. Проверочный расчет бурильной колонны, исходя из наиболее сложных условий её работы в скважине 25
11. Выб ...

Содержание

1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза проектируемой скважены

Исследуемый район в тектоническом отношении приурочен к крупному структурному элементу южной части Пермского Прикамья – Верхнекамской впадине.
Мало-Усинское месторождение приурочено к одноименному поднятию, осложняющему северо-западный борт Куединского вала, и относится к структурам тектонического типа среднедевонского заложения.
Тектоническое строение месторождения изучено по результатам интерпретации сейсморазведочных работ (СП 3/55, СП 5/69, СП 5/70-71, СП 29/79, СП 25/80, СП 25/82, СП 25/85, СП 5/90) и по материалам глубокого разведочного и эксплуатационного бурения.
По ОГ III (кровля терригенных отложений тиманского горизонта) Мало-Усинское поднятие имеет субмеридиональное простирание. Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы минус 1900 м составляют 10,5х1-2,5 км, амплитуда – 31,9 м. Угол падения восточного крыла, более крутого, достигает 1○36', западное крыло имеет наклон 1º-1○15'. Поднятие осложнено двумя куполами: на севере – в районе скв. 9032 (32-бис) и на юге – в районе скв. 61. Размеры северного купола в пределах замкнутой изогипсы минус 1890 м составляют 1х0,4 км, амплитуда – 1,8 м. Размеры южного купола по замкнутой изогипсе минус 1890 м – 5,7х2,2 км, амплитуда – 21,9 м.
По кровле терригенной пачки тульского горизонта (ОГ IIК) размеры северного купола (район скв. 9032) в пределах замкнутой изогипсы минус 1360 м составляют 3,8х1,2-0,5 км, амплитуда – 4,5 м. Размеры южного купола в пределах замкнутой изогипсы минус 1360 м равны 5,5х1,7 км, амплитуда – 23,7.
Структура прослеживается по всем отражающим горизонтам, имеет унаследованный характер развития, вверх по разрезу характеризуется соответствием структурных планов.
Описание и стратиграфическое расчленение разреза Мало-Усинского месторождения проводится снизу вверх согласно «Унифицированной стра-тиграфической схеме Русской платформы», 1988 г.
Геологический разрез месторождения изучен от отложений четвертичной системы до вендского комплекса на максимальную глубину 2336 м (скв. 44) по материалам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.

Протерозойская группа
Верхний отдел
Вендский комплекс
Отложения вендского комплекса по данным кернового материала представлены аргиллитами зеленовато-серыми и коричневыми, слюдис-тыми, плотными, с прослоями алевролитов серых и зеленоватых, плотных, слабо песчаных. Максимальная вскрытая толщина отложений составляет 136 м (скв. 44).

Палеозойская группа
Девонская система
Представлена отложениями среднего и верхнего отделов, которые залегают со стратиграфическим несогласием на отложениях вендского комплекса верхнего протерозоя.
Средний отдел
Живетский ярус
Старооскольский надгоризонт
Ардатовский горизонт
Ардатовский горизонт в нижней и верхней частях сложен преимущественно алевролитами, в разрезе многих скважин по ГИС выделяется проницаемый песчаный пласт, водонасыщенный на всей площади. Толщина отложений 6-23 м.

Муллинский горизонт
Муллинский горизонт представлен алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов. По данным керна и ГИС в разрезе муллинских отложений выделяются две песчано-алевролитовые проницаемые пачки, раз-деленные аргиллитами. Толщина проницаемых пачек изменяется от 3 м до 15 м. К верхней пачке приурочена промышленная залежь нефти (пласт Д2-а).
По разрезам скв. 9032 (32-бис) и скв. 48 на Мало-Усинском месторождении в верхней части горизонта выделяются известковистые и доломитизированные песчаники, которые содержат прослои доломитов, известняков, известковистых аргиллитов.

Введение

1. Введение.

Цель проекта: составить геолого-технический наряд на строительство эксплуатационной наклонно-направленной скважины (скв.182) с обоснованием метода и технологии вторичного вскрытия продуктивного горизонта. Бурение скважины проектируется в Паточной площади.
Паточное. Месторождение открыто в 1971 г. в результате поисково-разведочных работ на Андреевской разведочной площади. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях девонского (пл. Д2-а, Д1, Д0,) и нижне-средневизейского (пл. Мл2, Мл1) возрастов.
Ближайшими населенными пунктами являются д. Шумово и Малая Уса,
Из полезных ископаемых, кроме нефти, отмечены песчаники, глины, гравий, известняки. Все эти полезные ископаемые имеют местное значение.
Цель бурения: разработка кыновской залежи Мало-Усинского нефтяно го месторождения. Проектное назначение скважины: эксплуатационная наклонно-направленная. Проектная глубина 2238,0 м. Способ бурения - турбинный. Проектный горизонт - кыновский.

Фрагмент работы для ознакомления

Относительнаяᅟ ᅟплотностьᅟ ᅟбуровогоᅟ ᅟраствораᅟ ᅟдолжнаᅟ ᅟобеспечиватьᅟ ᅟнеобходимуюᅟ ᅟрепрессиюᅟ ᅟнаᅟ ᅟфлюидосодержащиеᅟ ᅟпластыᅟ ᅟдляᅟ ᅟпредотвращенияᅟ ᅟвыбросовᅟ ᅟиᅟ ᅟпроявленийᅟ ᅟиᅟ ᅟпредотвращатьᅟ ᅟусловияᅟ ᅟдляᅟ ᅟГДРᅟ ᅟпластовᅟ ᅟиᅟ ᅟпоглощенийᅟ ᅟбуровогоᅟ ᅟраствора:Кр∙αпл<ρбр<αгрпКб, где Крᅟ ᅟ–ᅟ ᅟкоэффициентᅟ ᅟпревышенияᅟ ᅟгидростатическогоᅟ ᅟдавленияᅟ ᅟстолбаᅟ ᅟбуровогоᅟ ᅟраствораᅟ ᅟ(ᅟ ᅟпринимаетсяᅟ ᅟвᅟ ᅟсоответствииᅟ ᅟ«Правиламиᅟ ᅟбезопасности…»ᅟ ᅟКрᅟ ᅟ=1,10ᅟ ᅟдляᅟ ᅟпластов,ᅟ ᅟзалегающихᅟ ᅟнаᅟ ᅟглубинеᅟ ᅟдоᅟ ᅟ1200ᅟ ᅟм.;ᅟ ᅟКрᅟ ᅟ=1,05ᅟ ᅟнаᅟ ᅟглубинеᅟ ᅟ1200-2500ᅟ ᅟм.;ᅟ ᅟКрᅟ ᅟ=1,04-1,07ᅟ ᅟнаᅟ ᅟглубинеᅟ ᅟболееᅟ ᅟ2500ᅟ ᅟм.);Кбᅟ ᅟ–ᅟ ᅟкоэффициентᅟ ᅟбезопасностиᅟ ᅟдляᅟ ᅟпредотвращенияᅟ ᅟГДР,ᅟ ᅟпринимаетсяᅟ ᅟравнымᅟ ᅟ1,2ᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ1,5.Бурениеᅟ ᅟподᅟ ᅟнаправление,ᅟ ᅟкондукторᅟ ᅟиᅟ ᅟтехническуюᅟ ᅟколоннуᅟ ᅟвелосьᅟ ᅟнаᅟ ᅟглинистомᅟ ᅟрастворе.ᅟ ᅟПриᅟ ᅟбуренииᅟ ᅟподᅟ ᅟпроизводиласьᅟ ᅟзарезкаᅟ ᅟнаклонно-направленногоᅟ ᅟстволаᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟвᅟ ᅟинтервалеᅟ ᅟ50ᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ450ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟБурениеᅟ ᅟподᅟ ᅟэксплуатационнуюᅟ ᅟколоннуᅟ ᅟвелосьᅟ ᅟнаᅟ ᅟтехническойᅟ ᅟводе,ᅟ ᅟнижеᅟ ᅟнаᅟ ᅟглинистомᅟ ᅟраствореᅟ ᅟсᅟ ᅟпараметрамиᅟ ᅟγ=1,10ᅟ ᅟг/см3,ᅟ ᅟТ=30ᅟ ᅟс.,ᅟ ᅟВ=10ᅟ ᅟсм3/30ᅟ ᅟмин.Сведения о нефтегазоносности разреза, пластовых давлениях в флюидосодержащих плостахИзᅟ ᅟсемиᅟ ᅟнефтегазоносныхᅟ ᅟкомплексов,ᅟ ᅟвыделенныхᅟ ᅟвᅟ ᅟразрезеᅟ ᅟосадочногоᅟ ᅟчехлаᅟ ᅟПермскогоᅟ ᅟПрикамья,ᅟ ᅟнаᅟ ᅟМало-Усинскомᅟ ᅟместорожденииᅟ ᅟпромышленноᅟ ᅟнефтеносны:ᅟ ᅟдевонскийᅟ ᅟтерригенныйᅟ ᅟ(пл.ᅟ ᅟД0,ᅟ ᅟᅟ ᅟД1,ᅟ ᅟᅟ ᅟД2-а)ᅟ ᅟиᅟ ᅟнижне-средневизейскийᅟ ᅟ(пл.ᅟ ᅟМл1ᅟ ᅟиᅟ ᅟМл2).ᅟ ᅟДевонскийᅟ ᅟтерригенныйᅟ ᅟнефтегазоносныйᅟ ᅟкомплексПластᅟ ᅟД2-аПластᅟ ᅟД2-аᅟ ᅟотделенᅟ ᅟотᅟ ᅟвышележащегоᅟ ᅟпластаᅟ ᅟаргиллитовымᅟ ᅟразделомᅟ ᅟтолщинойᅟ ᅟ1-2ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟОбщаяᅟ ᅟтолщинаᅟ ᅟпластаᅟ ᅟизменяетсяᅟ ᅟотᅟ ᅟ5,0ᅟ ᅟмᅟ ᅟдоᅟ ᅟ15,0ᅟ ᅟм,ᅟ ᅟэффективнаяᅟ ᅟнефтенасыщеннаяᅟ ᅟ–ᅟ ᅟотᅟ ᅟ0,8ᅟ ᅟмᅟ ᅟдоᅟ ᅟ4,8ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟКоэффициентᅟ ᅟпесчанис-тостиᅟ ᅟизменяетсяᅟ ᅟвᅟ ᅟпределахᅟ ᅟ0,21-0,35,ᅟ ᅟрасчлененностиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ1,5-2,0.Кᅟ ᅟпластуᅟ ᅟприуроченыᅟ ᅟдвеᅟ ᅟпромышленныеᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟнефти.ᅟ ᅟОднаᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟвыделенаᅟ ᅟнаᅟ ᅟсеверномᅟ ᅟкуполеᅟ ᅟвᅟ ᅟрайонеᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ9032ᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ56ᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟрезультатамᅟ ᅟиспытанияᅟ ᅟпластоиспытателемᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ56ᅟ ᅟвᅟ ᅟпределахᅟ ᅟВНКᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1931,6ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟРазмерыᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ1,5х4,2ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ5,3ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟТипᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводовая.Втораяᅟ ᅟнефтянаяᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟвыделенаᅟ ᅟнаᅟ ᅟюжномᅟ ᅟкуполеᅟ ᅟвᅟ ᅟрайонеᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ124.ᅟ ᅟВНКᅟ ᅟпринятᅟ ᅟнаᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1926,2ᅟ ᅟмᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟопробованиюᅟ ᅟскважин.ᅟ ᅟРазмерыᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ1,4х0,5ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ15,1ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟТипᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводовая,ᅟ ᅟлитологическиᅟ ᅟэкранированная.Небольшаяᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟвᅟ ᅟрайонеᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ43ᅟ ᅟпромышленногоᅟ ᅟзначенияᅟ ᅟнеᅟ ᅟимеет.ᅟ ᅟᅟ ᅟПластᅟ ᅟД1Залегаетᅟ ᅟнепосредственноᅟ ᅟподᅟ ᅟпластомᅟ ᅟД0ᅟ ᅟиᅟ ᅟотделенᅟ ᅟотᅟ ᅟнегоᅟ ᅟпачкойᅟ ᅟаргиллитовᅟ ᅟтолщинойᅟ ᅟ1-2ᅟ ᅟм.Коллекторамиᅟ ᅟявляютсяᅟ ᅟпесчаникиᅟ ᅟмелкозернистыеᅟ ᅟалевритистыеᅟ ᅟиᅟ ᅟалевритовые,ᅟ ᅟалевролиты.Общаяᅟ ᅟтолщинаᅟ ᅟпластаᅟ ᅟизменяетсяᅟ ᅟотᅟ ᅟ4,4ᅟ ᅟмᅟ ᅟдоᅟ ᅟ9,2ᅟ ᅟм,ᅟ ᅟэффективнаяᅟ ᅟнефтенасыщеннаяᅟ ᅟотᅟ ᅟ0,6ᅟ ᅟдоᅟ ᅟ4,4ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟКоэффициентᅟ ᅟпесчанистостиᅟ ᅟравенᅟ ᅟ0,24,ᅟ ᅟрасчлененностиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ1,4.Кᅟ ᅟпластуᅟ ᅟприуроченаᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟсᅟ ᅟВНК,ᅟ ᅟустановленнымᅟ ᅟнаᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1942,8ᅟ ᅟмᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟопробованиюᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ48.ᅟ ᅟРазмерыᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟсоставляютᅟ ᅟ7,5х2,5ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ36,6ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟТипᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводовая,ᅟ ᅟлитологическиᅟ ᅟэкранированная.Пластᅟ ᅟД0Выделяетсяᅟ ᅟвᅟ ᅟподошвеᅟ ᅟтерригеннойᅟ ᅟпачкиᅟ ᅟтиманскогоᅟ ᅟгоризонтаᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟкерна.ᅟ ᅟПластᅟ ᅟД0ᅟ ᅟнаᅟ ᅟзначительнойᅟ ᅟчастиᅟ ᅟплощадиᅟ ᅟзамещенᅟ ᅟплотнымиᅟ ᅟпородами.ᅟ ᅟОбщаяᅟ ᅟтолщинаᅟ ᅟпластаᅟ ᅟизменяетсяᅟ ᅟотᅟ ᅟ7,6ᅟ ᅟдоᅟ ᅟ13,4ᅟ ᅟм,ᅟ ᅟэффективнаяᅟ ᅟнефтенасыщеннаяᅟ ᅟ–ᅟ ᅟотᅟ ᅟ0,4ᅟ ᅟмᅟ ᅟдоᅟ ᅟ9,4ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟКоэффициентᅟ ᅟпесчанистостиᅟ ᅟсоставляетᅟ ᅟ0,4,ᅟ ᅟкоэффициентᅟ ᅟрасчлененностиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ2,1.Кᅟ ᅟпластуᅟ ᅟприуроченаᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟсᅟ ᅟВНК,ᅟ ᅟпринятымᅟ ᅟнаᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1929ᅟ ᅟмᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟопробованиюᅟ ᅟскважин.ᅟ ᅟРазмерыᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟсоставляютᅟ ᅟ7,0х2,5ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ40,5ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟТипᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводовая,ᅟ ᅟлитологическиᅟ ᅟэкранированная.Нижне-средневизейскийᅟ ᅟтерригенныйнефтегазоносныйᅟ ᅟкомплексОтложенияᅟ ᅟкомплексаᅟ ᅟпредставленыᅟ ᅟчередованиемᅟ ᅟпесчаников,ᅟ ᅟалевролитовᅟ ᅟиᅟ ᅟаргиллитов.Установленоᅟ ᅟсложноеᅟ ᅟлитологическоеᅟ ᅟстроениеᅟ ᅟрадаевскихᅟ ᅟотложений,ᅟ ᅟчастоеᅟ ᅟзамещениеᅟ ᅟколлекторовᅟ ᅟплотнымиᅟ ᅟпородами.ᅟ ᅟПоᅟ ᅟпромыслово-геофизическомуᅟ ᅟматериалуᅟ ᅟвᅟ ᅟрадаевскихᅟ ᅟотложенияхᅟ ᅟвыделяетсяᅟ ᅟдваᅟ ᅟпластаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟМл2ᅟ ᅟиᅟ ᅟМл1,ᅟ ᅟразделенныеᅟ ᅟмеждуᅟ ᅟсобойᅟ ᅟаргиллитовымᅟ ᅟпрослоемᅟ ᅟтолщинойᅟ ᅟ1-4ᅟ ᅟм.Пластᅟ ᅟМл2Пластᅟ ᅟМл2ᅟ ᅟнаᅟ ᅟдовольноᅟ ᅟзначительнойᅟ ᅟчастиᅟ ᅟплощадиᅟ ᅟместорожденияᅟ ᅟзамещенᅟ ᅟплотнымиᅟ ᅟпородами.ᅟ ᅟОбщаяᅟ ᅟтолщинаᅟ ᅟпластаᅟ ᅟсоставляетᅟ ᅟ10,4-35,6ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟЭффективнаяᅟ ᅟнефтенасыщеннаяᅟ ᅟтолщинаᅟ ᅟизменяетсяᅟ ᅟотᅟ ᅟ2,2ᅟ ᅟмᅟ ᅟдоᅟ ᅟ9,4ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟКоэффициентᅟ ᅟпесчанистостиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟотᅟ ᅟ0,36ᅟ ᅟдоᅟ ᅟ0,47,ᅟ ᅟрасчлененностиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟотᅟ ᅟ3,3ᅟ ᅟдоᅟ ᅟ6,3.Кᅟ ᅟпластуᅟ ᅟприуроченыᅟ ᅟтриᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟнефти.ᅟ ᅟНаᅟ ᅟсеверномᅟ ᅟкуполеᅟ ᅟвыделенаᅟ ᅟоднаᅟ ᅟнефтянаяᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟвᅟ ᅟрайонеᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ9032.ᅟ ᅟВНКᅟ ᅟпринятᅟ ᅟнаᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1451,2ᅟ ᅟмᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟопробованиюᅟ ᅟскв.32.ᅟ ᅟРазмерыᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ1,8х1,1ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ10,6ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟТипᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводоваяᅟ ᅟводоплавающая.Наᅟ ᅟюжномᅟ ᅟкуполеᅟ ᅟвыделеныᅟ ᅟдвеᅟ ᅟнефтяныеᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟвᅟ ᅟрайонеᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ143ᅟ ᅟиᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ119.ᅟ ᅟВНКᅟ ᅟпоᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟвᅟ ᅟрайонеᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ143ᅟ ᅟпринятᅟ ᅟнаᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1451,6ᅟ ᅟмᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟопробованию.ᅟ ᅟПоᅟ ᅟтипуᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводоваяᅟ ᅟводоплавающая.ᅟ ᅟРазмерыᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟсоставляютᅟ ᅟ1,1х0,7ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ5,8ᅟ ᅟм.ВНКᅟ ᅟвᅟ ᅟрайонеᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ119ᅟ ᅟпринятᅟ ᅟнаᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1459ᅟ ᅟмᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИС.ᅟ ᅟПоᅟ ᅟтипуᅟ ᅟзалежьᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводоваяᅟ ᅟводоплавающая.ᅟ ᅟРазмерыᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ0,5х0,3ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ12,3ᅟ ᅟм.Пластᅟ ᅟМл1Пластᅟ ᅟМл1ᅟ ᅟлитологическиᅟ ᅟнеᅟ ᅟвыдержанᅟ ᅟпоᅟ ᅟплощади.ᅟ ᅟОбщаяᅟ ᅟтолщинаᅟ ᅟпластаᅟ ᅟсоставляетᅟ ᅟ9,9-19,5ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟЭффективнаяᅟ ᅟнефтенасыщеннаяᅟ ᅟтолщинаᅟ ᅟпластаᅟ ᅟизменяетсяᅟ ᅟотᅟ ᅟ0,5ᅟ ᅟмᅟ ᅟдоᅟ ᅟ7,5ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟКоэффициентᅟ ᅟпесчанистостиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ0,26,ᅟ ᅟрасчлененностиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ2,2.Залежьᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟприуроченаᅟ ᅟкᅟ ᅟсеверномуᅟ ᅟкуполу.ᅟ ᅟВНКᅟ ᅟпринятᅟ ᅟнаᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1437,8ᅟ ᅟмᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟиᅟ ᅟопробованиюᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ32.Приᅟ ᅟопробованииᅟ ᅟпластаᅟ ᅟвᅟ ᅟскв.ᅟ ᅟ32ᅟ ᅟполучилиᅟ ᅟфонтанныйᅟ ᅟпритокᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟдебитомᅟ ᅟ37,02ᅟ ᅟт/сут,ᅟ ᅟнаᅟ ᅟштуцереᅟ ᅟ9ᅟ ᅟмм,ᅟ ᅟприᅟ ᅟабсолютнойᅟ ᅟотметкеᅟ ᅟнижнегоᅟ ᅟотверстияᅟ ᅟперфорацииᅟ ᅟминусᅟ ᅟ1437,8ᅟ ᅟмᅟ ᅟ(сᅟ ᅟучетомᅟ ᅟпроницаемогоᅟ ᅟпрослоя﴿.Размерыᅟ ᅟвыделеннойᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟсоставляютᅟ ᅟ1,4х1,0ᅟ ᅟкм,ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟ-ᅟ ᅟ6,1ᅟ ᅟм.ᅟ ᅟТипᅟ ᅟзалежиᅟ ᅟ–ᅟ ᅟпластоваяᅟ ᅟсводовая.Вᅟ ᅟюжнойᅟ ᅟчастиᅟ ᅟместорожденияᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнымᅟ ᅟГИСᅟ ᅟпластᅟ ᅟводонасыщен.Интервалы возможных осложнений, их характеристикиТаблицаᅟ ᅟ2.ᅟ ᅟОсложненияᅟ ᅟприᅟ ᅟбуренииᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟ№ᅟ ᅟ182.Интервалыᅟ ᅟглубин,ᅟ ᅟм.Видᅟ ᅟосложненийПричины,ᅟ ᅟвызывающиеᅟ ᅟосложненияСпособыᅟ ᅟликвидации20-28140ᅟ ᅟ–ᅟ ᅟ154Поглощениеᅟ ᅟпромывочнойᅟ ᅟжидкостиНаличиеᅟ ᅟвысокопроницаемыхᅟ ᅟпород.ᅟ ᅟОтклонениеᅟ ᅟпараметровᅟ ᅟбуровогоᅟ ᅟраствораᅟ ᅟотᅟ ᅟпроектныхᅟ ᅟиᅟ ᅟрезкоеᅟ ᅟповышениеᅟ ᅟгидродинамическогоᅟ ᅟдавления.Установкаᅟ ᅟцементныхᅟ ᅟмостов.Ожидаемыеᅟ ᅟвᅟ ᅟпроцессеᅟ ᅟбуренияᅟ ᅟᅟ ᅟосложнения,ᅟ ᅟтакиеᅟ ᅟкакᅟ ᅟосыпиᅟ ᅟиᅟ ᅟобвалыᅟ ᅟстенокᅟ ᅟскважины,ᅟ ᅟнефтегазоводопроявленияᅟ ᅟнеᅟ ᅟнаблюдаются.Статистические данные по отработке долотПод показателем отработки долот, в настоящее время, обычно подразумевают данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, эффективность бурения. К показателям отработки породоразрушающего инструмента относят:Проходка на долото.Продолжительность (срок службы) работы.Механическая скорость бурения.Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.Проходка на долото - позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом в линейных единицах - данные пробуренного ствола скважины. Для трехшарошечных и лопастных долот этот показатель, как правило, совпадает с проходкой на рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие - на низкооборотный - роторный способ при разбуривание относительно мягких пород. Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, то есть при длительной его работе на забое.Продолжительность работы инструмента - дополняет первый. Он характеризует работу инструмента уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. По оценке работы вспомогательно-технологического инструмента это весьма важно и указанный показатель приобретает функцию основного.Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам, которые особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен, но и отрицателен.Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:а) Экономического (обычно вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).Механическая скорость - является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связана с первыми двумя показателями. Она характеризует интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:VM=h/t м/час,где h - прохода на долото, м;t - время бурения интервала, час.Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения.Минимизация стоимости единицы проходки ствола скважины главное и непременное требование, которому должны удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель.Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:VP= НВ / ΣТБ +ТСПО м/час,где НВ - проходка за отрезок времени, м;ТБ - время бурения, час;ТСПО - время СПО, час.Через определенный равный предыдущему интервал времени, заново рассчитывают рейсовую скорость, учитывая, что НВ равно сумме пробуренных метров за два интервала, а ТБ равно времени, затрачиваемому на бурение этих интервалов. И так далее пока последующие расчетные значения не будут меньше предыдущего значения. Тогда поднимают инструмент и производят замену долота.Сведения о ᅟконструкцииᅟ ᅟскважины.Подᅟ ᅟконструкциейᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟпонимаютᅟ ᅟсовокупностьᅟ ᅟданныхᅟ ᅟоᅟ ᅟколичестве,ᅟ ᅟдлинахᅟ ᅟиᅟ ᅟдиаметрахᅟ ᅟобсадныхᅟ ᅟколонн,ᅟ ᅟдиаметровᅟ ᅟдолотᅟ ᅟприᅟ ᅟбуренииᅟ ᅟподᅟ ᅟкаждуюᅟ ᅟколонну,ᅟ ᅟинтервалахᅟ ᅟцементированияᅟ ᅟколонн,ᅟ ᅟинтерваловᅟ ᅟперфорацииᅟ ᅟэксплуатационнойᅟ ᅟколонны.Конструкцияᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟдолжнаᅟ ᅟобеспечивать:прочностьᅟ ᅟиᅟ ᅟдолговечностьᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟкакᅟ ᅟтехническогоᅟ ᅟсооружения;проходкуᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟдоᅟ ᅟзаданнойᅟ ᅟглубины;возможностьᅟ ᅟпроведенияᅟ ᅟгеофизическихᅟ ᅟисследований;достижениеᅟ ᅟпроектныхᅟ ᅟрежимовᅟ ᅟэксплуатации;максимальноᅟ ᅟполноеᅟ ᅟиспользованиеᅟ ᅟприроднойᅟ ᅟэнергииᅟ ᅟдляᅟ ᅟтранспортированияᅟ ᅟнефтиᅟ ᅟиᅟ ᅟгазаᅟ ᅟнаᅟ ᅟповерхность.надежнуюᅟ ᅟизоляциюᅟ ᅟгазо-нефте-водоносныхᅟ ᅟгоризонтов;минимальныйᅟ ᅟрасходᅟ ᅟсредствᅟ ᅟнаᅟ ᅟразведкуᅟ ᅟиᅟ ᅟразработкуᅟ ᅟместорождения;возможностьᅟ ᅟпроведенияᅟ ᅟремонтныхᅟ ᅟработᅟ ᅟвᅟ ᅟскважине.Выборᅟ ᅟконструкцииᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟопределяется:геологическимᅟ ᅟразрезомᅟ ᅟ(наличиемᅟ ᅟиᅟ ᅟглубинойᅟ ᅟзонᅟ ᅟобвалов,ᅟ ᅟпресныхᅟ ᅟводоносныхᅟ ᅟгоризонтов,ᅟ ᅟиспользуемыхᅟ ᅟдляᅟ ᅟводоснабжения,ᅟ ᅟзонᅟ ᅟпоглощенияᅟ ᅟпромываемойᅟ ᅟжидкости,ᅟ ᅟводопроявлений,ᅟ ᅟчисломᅟ ᅟиᅟ ᅟрасположениемᅟ ᅟпродуктивныхᅟ ᅟпластов);видомᅟ ᅟпроектируемогоᅟ ᅟкᅟ ᅟдобычеᅟ ᅟпродуктаᅟ ᅟ(нефтьᅟ ᅟилиᅟ ᅟгаз);способомᅟ ᅟэксплуатацииᅟ ᅟ(ᅟ ᅟфонтанный,ᅟ ᅟнасосный,ᅟ ᅟкомпрессорный);способомᅟ ᅟбуренияᅟ ᅟ(ᅟ ᅟроторный,ᅟ ᅟтурбинный);техникойᅟ ᅟиᅟ ᅟтехнологиейᅟ ᅟбурения.Дляᅟ ᅟукрепленияᅟ ᅟверхнейᅟ ᅟчастиᅟ ᅟразреза,ᅟ ᅟпредставленногоᅟ ᅟалевролитами,ᅟ ᅟпесчаниками,ᅟ ᅟкавернознымиᅟ ᅟиᅟ ᅟтрещиноватымиᅟ ᅟизвестняками,ᅟ ᅟаᅟ ᅟтакжеᅟ ᅟдляᅟ ᅟперекрытияᅟ ᅟразделаᅟ ᅟпресныхᅟ ᅟиᅟ ᅟминерализованныхᅟ ᅟводᅟ ᅟспускаютᅟ ᅟкондукторᅟ ᅟсᅟ ᅟцементированиемᅟ ᅟзаколонногоᅟ ᅟпространстваᅟ ᅟдоᅟ ᅟустья.ᅟ ᅟДляᅟ ᅟперекрытияᅟ ᅟзонᅟ ᅟобваловᅟ ᅟнеустойчивыхᅟ ᅟпородᅟ ᅟспускаютᅟ ᅟтехническуюᅟ ᅟколонну.ᅟ ᅟЦементныйᅟ ᅟрастворᅟ ᅟзакачиваютᅟ ᅟвᅟ ᅟнеёᅟ ᅟиᅟ ᅟпродавливаютᅟ ᅟводойᅟ ᅟдоᅟ ᅟпроявленияᅟ ᅟегоᅟ ᅟнаᅟ ᅟповерхности.Выборᅟ ᅟконструкцииᅟ ᅟзабояᅟ ᅟиᅟ ᅟрасчетᅟ ᅟглубиныᅟ ᅟзабоя.Выборᅟ ᅟконструкцииᅟ ᅟзабояᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟзависитᅟ ᅟотᅟ ᅟназначения,ᅟ ᅟспособаᅟ ᅟэксплуатацииᅟ ᅟскважины,ᅟ ᅟтипаᅟ ᅟколлектора,ᅟ ᅟмеханическихᅟ ᅟсвойствᅟ ᅟпородᅟ ᅟпродуктивногоᅟ ᅟпластаᅟ ᅟиᅟ ᅟдругихᅟ ᅟфакторов.Призабойнымᅟ ᅟназываютᅟ ᅟучастокᅟ ᅟотᅟ ᅟкровлиᅟ ᅟпродуктивногоᅟ ᅟпластаᅟ ᅟдоᅟ ᅟконечнойᅟ ᅟглубиныᅟ ᅟскважины.Подᅟ ᅟконструкциейᅟ ᅟзабояᅟ ᅟпонимаютᅟ ᅟсочетаниеᅟ ᅟэлементовᅟ ᅟкрепиᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟвᅟ ᅟинтервалеᅟ ᅟпродуктивногоᅟ ᅟпласта,ᅟ ᅟобеспечивающихᅟ ᅟустойчивостьᅟ ᅟствола,ᅟ ᅟнадежноеᅟ ᅟразобщениеᅟ ᅟфлюидосодержащихᅟ ᅟгоризонтов,ᅟ ᅟвозможностьᅟ ᅟпроведенияᅟ ᅟтехнико-технологическихᅟ ᅟвоздействийᅟ ᅟнаᅟ ᅟпласт,ᅟ ᅟремонтно-изоляционныхᅟ ᅟработ,ᅟ ᅟаᅟ ᅟтакжеᅟ ᅟдлительнуюᅟ ᅟэксплуатациюᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟсᅟ ᅟрациональнымᅟ ᅟдебитом.ᅟ ᅟЗабойᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟ№182ᅟ ᅟзакрытыйᅟ ᅟиᅟ ᅟуходитᅟ ᅟвᅟ ᅟдевонскийᅟ ᅟтерригенныйᅟ ᅟнефтегазоносныйᅟ ᅟкомплекс.Глубинаᅟ ᅟскважинᅟ ᅟпоᅟ ᅟвертикали,ᅟ ᅟпродуктивныеᅟ ᅟпластыᅟ ᅟкоторыхᅟ ᅟпредусматриваетсяᅟ ᅟполностьюᅟ ᅟперекрытьᅟ ᅟэксплуатационнойᅟ ᅟколонной,ᅟ ᅟможетᅟ ᅟбытьᅟ ᅟрассчитанаᅟ ᅟследующимᅟ ᅟобразом:H=Aу+Hк+hз+hст=231,85+2202,6+20+10=2464,4 м.,гдеАуᅟ ᅟ–ᅟ ᅟальтитудаᅟ ᅟустьяᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟ(231,85ᅟ ᅟм.);Нкᅟ ᅟ–ᅟ ᅟгипсометрическаяᅟ ᅟотметкаᅟ ᅟподошвыᅟ ᅟнижнегоᅟ ᅟпродуктивногоᅟ ᅟпласта;hзᅟ ᅟ–ᅟ ᅟглубинаᅟ ᅟзумпфа,ᅟ ᅟоставляемогоᅟ ᅟдляᅟ ᅟобеспеченияᅟ ᅟпрохожденияᅟ ᅟгеофизического,ᅟ ᅟиспытательногоᅟ ᅟиᅟ ᅟпромысловогоᅟ ᅟоборудованияᅟ ᅟдоᅟ ᅟподошвыᅟ ᅟпластаᅟ ᅟиᅟ ᅟсбораᅟ ᅟвыносимойᅟ ᅟтвердойᅟ ᅟфазыᅟ ᅟ(доᅟ ᅟ30ᅟ ᅟм.);hстᅟ ᅟ–ᅟ ᅟвысотаᅟ ᅟцементногоᅟ ᅟстаканаᅟ ᅟвᅟ ᅟобсаднойᅟ ᅟколоннеᅟ ᅟ(сᅟ ᅟприменениемᅟ ᅟобратногоᅟ ᅟклапанаᅟ ᅟиᅟ ᅟупорногоᅟ ᅟкольцаᅟ ᅟ«стоп»ᅟ ᅟ10-20ᅟ ᅟм.).Сведения об используемых буровыхᅟ ᅟрастворахВидыᅟ ᅟбуровыхᅟ ᅟрастворовᅟ ᅟдляᅟ ᅟбуренияᅟ ᅟотдельныхᅟ ᅟинтерваловᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟвыбираетсяᅟ ᅟвᅟ ᅟзависимостиᅟ ᅟотᅟ ᅟвещественногоᅟ ᅟсоставаᅟ ᅟгорныхᅟ ᅟпород,ᅟ ᅟтемператур,ᅟ ᅟхимическогоᅟ ᅟсоставаᅟ ᅟпластовыхᅟ ᅟвод,ᅟ ᅟхарактеристикиᅟ ᅟпродуктивныхᅟ ᅟгоризонтов,ᅟ ᅟналичияᅟ ᅟиᅟ ᅟхарактераᅟ ᅟосложненийᅟ ᅟсᅟ ᅟучетомᅟ ᅟопытаᅟ ᅟбуренияᅟ ᅟскважинᅟ ᅟнаᅟ ᅟместорождении.ᅟ ᅟПлотностьᅟ ᅟпромывочнойᅟ ᅟжидкостиᅟ ᅟустанавливаетсяᅟ ᅟпоинтервальноᅟ ᅟсᅟ ᅟучетомᅟ ᅟсовмещенногоᅟ ᅟграфикаᅟ ᅟдавлений.Бурениеᅟ ᅟподᅟ ᅟнаправлениеᅟ ᅟпроектируетсяᅟ ᅟвестиᅟ ᅟсᅟ ᅟприменениемᅟ ᅟглинистогоᅟ ᅟбуровогоᅟ ᅟраствораᅟ ᅟсᅟ ᅟудельнымᅟ ᅟвесомᅟ ᅟ1,08-1,10ᅟ ᅟг/см3,ᅟ ᅟвязкостьюᅟ ᅟ40-45ᅟ ᅟс.Далееᅟ ᅟпредлагаетсяᅟ ᅟиспользованиеᅟ ᅟследующихᅟ ᅟпромывочныхᅟ ᅟжидкостейᅟ ᅟ(поᅟ ᅟмереᅟ ᅟуглубленияᅟ ᅟскважины):приᅟ ᅟбуренииᅟ ᅟподᅟ ᅟкондукторᅟ ᅟ–ᅟ ᅟглинистыйᅟ ᅟбуровойᅟ ᅟрастворᅟ ᅟ(плотностьᅟ ᅟ1,10ᅟ ᅟг/см3);приᅟ ᅟбуренииᅟ ᅟподᅟ ᅟтехническуюᅟ ᅟколоннуᅟ ᅟдляᅟ ᅟобеспеченияᅟ ᅟвысокогоᅟ ᅟкачестваᅟ ᅟвскрытияᅟ ᅟтакжеᅟ ᅟиспользовалсяᅟ ᅟглинистыйᅟ ᅟрастворᅟ ᅟсᅟ ᅟплотностьюᅟ ᅟ1,10ᅟ ᅟг/см3;бурениеᅟ ᅟосновногоᅟ ᅟстволаᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟ(диаметромᅟ ᅟ215,9ᅟ ᅟмм.)ᅟ ᅟсᅟ ᅟ1726ᅟ ᅟдоᅟ ᅟконечногоᅟ ᅟзабояᅟ ᅟ2238ᅟ ᅟосуществлялосьᅟ ᅟнаᅟ ᅟглинистомᅟ ᅟраствореᅟ ᅟудельногоᅟ ᅟвесаᅟ ᅟ1,16-1,21ᅟ ᅟг/см3,ᅟ ᅟвязкостьюᅟ ᅟ40-60ᅟ ᅟс.Приᅟ ᅟвскрытииᅟ ᅟперспективныхᅟ ᅟпродуктивныхᅟ ᅟпластовᅟ ᅟдляᅟ ᅟпредотвращенияᅟ ᅟводонефтегазопроявленийᅟ ᅟминимальнуюᅟ ᅟплотностьᅟ ᅟбуровогоᅟ ᅟраствораᅟ ᅟрассчитываемᅟ ᅟизᅟ ᅟусловия:ρmin=Pпл∙Kрg∙H=Kр∙αплРасчетᅟ ᅟпроводитсяᅟ ᅟдляᅟ ᅟпластаᅟ ᅟсᅟ ᅟнаибольшимᅟ ᅟαплᅟ ᅟ:ρmin=1,05∙1,6=1,68гсм3 ,ᅟ ᅟпринимаемᅟ ᅟρбр=1,6гсм3 .Дляᅟ ᅟпредотвращенияᅟ ᅟгидроразрываᅟ ᅟгорныхᅟ ᅟпород,ᅟ ᅟпоглощенияᅟ ᅟпромывочнойᅟ ᅟжидкостиᅟ ᅟплотностьᅟ ᅟбуровогоᅟ ᅟраствораᅟ ᅟнеᅟ ᅟдолжнаᅟ ᅟпревышать:ρmax=Pгрпg∙H∙Kб=57,92∙10610∙2238∙1,5=1,72гсм3, гдеРплᅟ ᅟ,ᅟ ᅟРгрпᅟ ᅟ–ᅟ ᅟдавлениеᅟ ᅟпластовое,ᅟ ᅟгидроразрыва;Нᅟ ᅟ–ᅟ ᅟглубинаᅟ ᅟзалеганияᅟ ᅟпласта;gᅟ ᅟ–ᅟ ᅟускорениеᅟ ᅟсвободногоᅟ ᅟпадения;Крᅟ ᅟ–ᅟ ᅟкоэффициентᅟ ᅟрепрессииᅟ ᅟ=1,05;Кбᅟ ᅟ–ᅟ ᅟкоэффициентᅟ ᅟбезопасностиᅟ ᅟ1,2-1,5.Обоснование иᅟ ᅟрасчетᅟ ᅟпрофиляᅟ ᅟстволаᅟ ᅟскважины.Таблицаᅟ ᅟ5.1)ᅟ ᅟН=100ᅟ ᅟм.;ᅟ ᅟα=1,57°(условноᅟ ᅟвертикальный);2)ᅟ ᅟН=1310,9;2ᅟ ᅟм.;ᅟ ᅟα=12,34°;3)ᅟ ᅟН=239ᅟ ᅟм.;ᅟ ᅟα=26,57°;4)ᅟ ᅟН=238,39ᅟ ᅟм.;ᅟ ᅟα=7,805°;5)ᅟ ᅟН=350ᅟ ᅟм.;ᅟ ᅟα=2,07°(условноᅟ ᅟвертикальный);Элементᅟ ᅟпрофиляДлина,ᅟ ᅟмГоризонтальнаяᅟ ᅟпроекцияВертикальнаяᅟ ᅟпроекцияМаксимальныйᅟ ᅟуголᅟ ᅟнаклонаᅟ ᅟстволаα=arcsinR0∙H-R0-A∙H2-A∙2R0-AH2+R02-A∙2R0-A=27°23',где R0= R1+R2, H=H0+Hв+H3Первыйᅟ ᅟвертикальныйᅟ ᅟучастокL1=Нв=100-НвУчастокᅟ ᅟнабораᅟ ᅟуглаᅟ ᅟнаклонаᅟ ᅟстволаL2=0,01745∙R1∙α=0,01745∙2865∙27,23=1361,34a1=R1∙(1-ᅟ ᅟcosᅟ ᅟα)=2865∙(1-cosᅟ ᅟ27,23)=317,5h=R1∙sinᅟ ᅟα=2865∙ᅟ ᅟsinᅟ ᅟ27,23=1310,92Прямолинейныйᅟ ᅟнаклонныйᅟ ᅟучастокᅟ ᅟL3=H1/cosᅟ ᅟα=239/ᅟ ᅟcosᅟ ᅟ27,23=268,78a2=H1∙ᅟ ᅟtgᅟ ᅟα=239∙tgᅟ ᅟ27,23=122,98H1=H0-Hв-Н3-(ᅟ ᅟR1+ᅟ ᅟR2)∙ᅟ ᅟsinᅟ ᅟα=2238-100-350-(521+2865)∙sinᅟ ᅟ27,23=239Участокᅟ ᅟсниженияᅟ ᅟуглаᅟ ᅟнаклонаL4=0,01745∙R2∙α=0,01745∙521∙27,23=247,56a3=R2∙(1-ᅟ ᅟcosᅟ ᅟα)=521∙(1-cos27,23)=57,73H2=ᅟ ᅟR2∙sinᅟ ᅟα=238,39Второйᅟ ᅟвертикальныйᅟ ᅟучастокL5=H3=350-H3Длинаᅟ ᅟстволаᅟ ᅟпоᅟ ᅟпрофилюL=L1+L2+L3+L4+L5=100+350+1361,34+268,78+247,56=2327,68A=ᅟ ᅟa1+ᅟ ᅟa2+ᅟ ᅟa3=57,73+317,5+122,98=498,21Н0=ᅟ ᅟНв+ᅟ ᅟH3+ᅟ ᅟh+ᅟ ᅟH2+ᅟ ᅟH1=100+350+239+1310,92+238,39=2023,31R=573i-радиус кривизны, где i-интенсивность искривления. R1==5730,2=2865 м.;R2=5731,1=521 м.(Приложение 2.)Обоснование выбора типоразмеров долот, элементов КНБК бурильных трубᅟ ᅟᅟ ᅟВᅟ ᅟосновуᅟ ᅟвыбораᅟ ᅟтиповᅟ ᅟдолот,ᅟ ᅟрежимовᅟ ᅟихᅟ ᅟотработкиᅟ ᅟположены:а)ᅟ ᅟмеханическиеᅟ ᅟсвойстваᅟ ᅟпородᅟ ᅟ(твердость,ᅟ ᅟпластичность,ᅟ ᅟабразивностьᅟ ᅟиᅟ ᅟдр.);б)ᅟ ᅟлитологическийᅟ ᅟсоставᅟ ᅟпород;в)ᅟ ᅟинтервалыᅟ ᅟᅟ ᅟотбораᅟ ᅟкернаᅟ ᅟиᅟ ᅟхарактеристикаᅟ ᅟотбираемыхᅟ ᅟпородᅟ ᅟпоᅟ ᅟтрудностиᅟ ᅟотбораᅟ ᅟкернаᅟ ᅟ(сыпучие,ᅟ ᅟрыхлые,ᅟ ᅟкрепкиеᅟ ᅟиᅟ ᅟт.д.);г)ᅟ ᅟстатистическиеᅟ ᅟпоказателиᅟ ᅟотработкиᅟ ᅟдолотᅟ ᅟпоᅟ ᅟданнойᅟ ᅟплощадиᅟ ᅟилиᅟ ᅟсоседнимᅟ ᅟплощадям.Сначалаᅟ ᅟследуетᅟ ᅟразбитьᅟ ᅟразрезᅟ ᅟскважиныᅟ ᅟнаᅟ ᅟинрервалыᅟ ᅟбуренияᅟ ᅟсᅟ ᅟучетомᅟ ᅟконструкцииᅟ ᅟскважин,ᅟ ᅟтиповᅟ ᅟприменяемыхᅟ ᅟбуровыхᅟ ᅟрастворов,ᅟ ᅟинтерваловᅟ ᅟотбораᅟ ᅟкерна.ᅟ ᅟЗатемᅟ ᅟсᅟ ᅟучетомᅟ ᅟмеханическихᅟ ᅟсвойствᅟ ᅟгорныхᅟ ᅟпородᅟ ᅟкаждыйᅟ ᅟинтервалᅟ ᅟразбиваетсяᅟ ᅟнаᅟ ᅟрежимныеᅟ ᅟпачки,ᅟ ᅟодинᅟ ᅟтипоразмерᅟ ᅟдолота,ᅟ ᅟодинᅟ ᅟспособᅟ ᅟиᅟ ᅟпараметрыᅟ ᅟрежимаᅟ ᅟбурения.

Список литературы

1. Список использованной литературы.

1. Гидрогеология СССР. Том XIV. Урал. М., Недра, 1972, 648с.
2. Шимановский Л.А., Шимановская И.А. Пресные подземные воды Пермской области. Пермь, 1973, 196с.
3. Методические указания по составлению геологических проектов глубокого бурения при геологоразведочных работах на нефть и газ. Москва, 1995 г.
4. Долгих Л.Н. Лекции по курсу «Бурение нефтяных и газовых скважин». Пермь, ПГТУ, 2006 г.
5. Булатов А. И. Решение практических задач при бурении и освоении скважин, Сов. Кубань, 2006 г.
6. Булатов А. И., Долгих С.В. Справочник буровика 1, 2 том, Москва Недра, 2006 г.
Очень похожие работы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.00672
© Рефератбанк, 2002 - 2024