Тектоника Западно-Сибирской провинции. Залежи нефти на Западно-Камынском месторождении. Обоснование и расчет конструкции скважины. Коэффициент аномальности пластового давления. Расчет обсадных колонн на прочность. Гидравлическая промывка скважины.
Аннотация к работе
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Тектоника Нефтеносность разреза ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ВЫБОР ПРОФИЛЯ СКВАЖИНЫ ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЖИМНО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ВЫБОР КОМПОНОВКИ УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ РАСЧЕТ КОЛОННЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ПРИ РОТОРНОМ БУРЕНИИ ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА ПРОМЫВКИ СКВАЖИНЫ ПРОИЗВОДСТВО СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ. ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Введение Среди важнейших видов промышленной продукции, объёмы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов. В этих условиях все усилия направлены как на освоение новых нефтяных месторождений, так и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышения нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти. Проектная глубина скважины 3000 м, вертикальная, район работ: Тюменская область. В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки скважины. Сургутский свод расположен в южной части Хантейской антиклизы , выделяемой во внутренней тектонической области Западно-Сибирской плиты. Строится график совмещенных давлений на основе которого выбирается плотность бурового раствора и конструкцию скважины. 1) Находится коэффициент аномальности при пластовом давлении: при Рпл = 24,1 МПа, глубина Н = 2405 м kа = 1 при Рпл = 24,4 МПа, глубина Н = 2440 м kа =1 при Рпл = 28,2 МПа, глубина Н = 2820 м kа =1 при Рпл = 28,5 МПа, глубина Н = 2865 м kа =0,99 при Рпл = 30,2 МПа, глубина Н = 3000 м kа =1 2) Находится коэффициент поглощения при давлении гидроразрыва: при Ргр = 31,33 МПа, глубина Н = 2405 м kп = 1,3 при Ргр = 31,72 МПа, глубина Н = 2440 м kп =1,3 при Ргр = 36,66 МПа, глубина Н = 2820 м kп =1,3 при Ргр = 37,05 МПа, глубина Н = 2865 м kп =1,29 при Ргр = 39,26 МПа, глубина Н = 3000 м kп =1,3 3) Находится относительную плотность при kа =1, глубина Н = 2405 м ?0 = 1,05 при kа =1, глубина Н = 2440 м ?0 = 1,05 при kа =1, глубина Н = 2820 м ?0 = 1,05 при kа =0,99, глубина Н = 2865 м ?0 = 1,0395 при kа =1, глубина Н = 3000 м ?0 = 1,05 Выбирается относительная плотность промывочной жидкости: для интервала 0-3000 м ?0 = 1,05 Результаты вычислений представлены в таблице 2.