В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест среди нефтяных держав в добыче нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим
Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных
Имеются следующие особенности развития нефтегазовой отрасли России:
- основной эксплуатационный фонд скважин России был создан в 1970-
1980х годах, а срок жизни скважины по проекту был заложен в пределах 20-25 лет, и на 2005-2010гг. пришёлся основной пик выхода скважин из эксплуатационного фонда;
— баланс прироста запасов по России на начало 2000 годов отрицателен, разведанных запасов хватит на 15-30 лет, а переход на массовый импорт нефти и нефтепродуктов для России из стран OPEC не реален из-за катастрофических последствий для всей
Данная работа представляет собой проект строительства эксплуатационной скважины. Основной целью проекта является строительство качественной, с точки зрения надежности и долговечности скважины.
Важной задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины, с высокими технико-экономическими показателями.
Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных залежей значительно истощены. Имея развитую нефтедобывающую и
2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
Таблица 1
Наименование |
Значение (текст, название, величина) |
Площадь (месторождение) |
Ножовское |
Административное расположение Республика Область (край) Район |
Россия Пермский Частинский |
Год ввода площади в бурение |
1968 |
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя |
+1,5 +35 -43 |
Среднегодовое количество осадков, мм |
518 |
Максимальная глубина |
1,6 |
Продолжительность отопительного периода в году, сутки |
224 |
Продолжительность зимнего периода в году; сутки. |
167 |
Азимут преобладающего направления ветра, град. нарппнаибольшая |
225 |
Рельеф местности |
Всхолмленная равнина, пересеченная долинами речек, ручьев и оврагов |
Состояние местности |
Наличие логов |
Толщина, см — снежного покрова — почвенного слоя |
55 – 60 20 – 30 |
Растительный покров |
Смешанный лес |
Категория грунта |
Вторая |
2.2 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Таблица 2
Наименование исследований |
Масштаб |
Замеры и отборы |
||
на глубине, м |
в интервале, м |
|||
от |
до |
|||
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, БК, ИК, ГГЦ |
1:500 |
70 |
0 |
70 |
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, ГГЦ, ЭМДСТ |
1:500 |
550 |
70 |
550 |
Ст. каротаж, КС, ПС, ДС, ГК, ННК, АК с ВС |
1:500 |
1300 |
550 |
1300 |
Ст. каротаж, КС, ПС, ДС, ГК, ННК, АК с ВС |
1:500 |
1619 |
1250 |
1619 |
БКЗ, БК, МБК, ИК, АК с ВС, ДС, ГГПК, МЗ, Рез |
1:200 |
1300 |
1200 |
1300 |
БКЗ, БК, МБК, ИК, АК с ВС, ДС, ГГПК, МЗ, Рез |
1:200 |
1619 |
1440 |
1619 |
АК с ВС, ГГЦ, ЭМДСТ |
1:500 |
1619 |
0 |
1619 |
АК с ВС, ГГЦ, ЛМ, Терм. |
1:500 |
1619 |
1200 |
1619 |
Инклинометрия с шагом 25 м |
0 |
110 |
||
Инклинометрия с шагом 5 м через 50 м проходки |
110 |
256 |
||
880 |
1010 |
|||
Инклинометрия с шагом 10 м через 150 м проходки |
256 |
880 |
||
1010 |
1619 |
|||
Работа с телесистемой |
550 |
1619 |
||
Станция ГТИ |
550 |
1619 |
2.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
Таблица 3
Индекс стратиграфическо-го подразделения |
Интервал, м |
Мероприятия по ликвидации последствий |
|
От (верх) |
До (низ) |
||
Q+P2u |
0 |
505 |
Спуск направления, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой буровым раствором в Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка многоцикловая. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия верейских отложений. |
C2vr |
1180 |
1237 |
|
C1tl(терр.)+C1bb+ C1v1 |
1520 |
1567 |
2.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Таблица 4
Индекс стратиг-рафичес-кого подраз-деления |
Интервал по стволу, м |
Вид проявля-емого флюида |
Условия возникновения |
Характер проявле-ний |
|
от (верх) |
до (низ) |
||||
C2vr |
1226 |
1237 |
нефть |
При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением |
Пленка нефти |
C2b |
1298 |
1309 |
нефть |
Пленка нефти |
|
C1tl |
1530 |
1541 |
нефть |
Пленка нефти |
|
C1t |
1587 |
1598 |
нефть |
Пленка нефти |
2.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ
Таблица 5
Индекс стратигра-фического подразделе-ния |
Интервал по стволу, м |
Вид осложнения |
Условия возникновения |
|
от (верх) |
до (низ) |
|||
P1ar-C3 |
584 |
954 |
проявление пластовых вод с сероводородом |
При бурении с промывкой буровым раствором плотностью менее 1000 кг/м3 |
C1t |
1567 |
1619 |
провалы инструмента |
Наличие пористокавернозных зон |
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 ВЫБОР
Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном
Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии
На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:
- Шахтовое направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.
Кондуктор — для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.
Техническая колонна – для крепления
Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.
Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.
Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну
где диаметр муфты эксплуатационной колонны;
— зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,01 м из опыта бурения.
Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.
Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота под эксплуатационную колонну
где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м.
Определяется диаметр долота под техническую колонну