Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин. Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов. Определение потребного количества буровых растворов, расхода компонентов по интервалам бурения. Конструкция скважины.
Аннотация к работе
1. Исходные данные для выполнения курсового проекта 1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин 1.2 Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов 1.3 Давление и температура по разрезу скважины 1.4 Виды, интервалы и характеристика осложнений, затраты времени и средств на борьбу с ними 1.5 Конструкция скважины 1.6 Вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения 1.7 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения 1.8 Применяемое оборудование в циркуляционной системе 1.9 Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения (расчетные) 2. Выбор растворов по интервалам бурения скважин 2.1 Анализ используемых в УБР буровых растворов 2.2 Требования к буровым промывочным растворам 2.3 Обоснование выбора типа растворов по интервалам бурения 2.4 Обоснование параметров буровых растворов 2.5 Обоснование рецептур буровых растворов 3. Мероприятия по санитарно-экологической безопасности применения буровых растворов 6.1 Охрана окружающей среды и недр 6.2 Охрана труда Список используемой литературы Введение Где бы не происходило бурение скважин, везде необходимо соблюдать основные требования по проводке ствола скважины. Коэффициент кавернозности От (верх) До (низ) название индекс Угол азимут 0 0 10 10 Четвертичная система Q до 1 0-360 1,21 10 10 180 180 Уфимский ярус P2u -- -- 1,21 180 180 368 368 Кунгурский ярус P1k -- -- 1,21 до гл.270м ниже 1,10 368 368 413 415 Артинский ярус P1ar -- -- 1,10 413 415 530 537 Ассельский и сакмарский ярусы P1a-s -- -- 1,10 530 537 690 703 Верхнекаменноугольный отдел C3 -- -- 1,10 690 703 810 828 Мячковский горизонт C2mc -- -- 1,10 810 828 870 891 Подольский горизонт C2pd -- -- 1,10 870 891 936 959 Каширский горизонт C2ks -- -- 1,10 936 959 990 1016 Верейский горизонт C2vr -- -- 1,30 990 1016 1046 1074 Башкирский ярус C2b -- -- 1,10 1046 1074 1200 1234 Серпуховский ярус С1s -- -- 1,10 1200 1234 1322 1361 Алексинский михай-ловский веневский горизонты C1al mh vn до 1 0 - 360 1,10 1322 1361 1360 1401 Тульский горизонт С1tl -- -- 1,8 1360 1401 1415 1458 Бобриковский Радаев-ский Косьвинский горизонты (ТТНК) C1bb rd kosТТНК -- -- 2,5 1415 1458 1647 1700 Турнейский ярус С1t -- -- 1,05 1647 1700 1749 1805 Фаменский ярус D3fm -- -- 1,10 1749 1805 1780 1837 Верхнефранский подъярус D3f-3 -- -- 1,10 1780 1837 1793 1850 Мендымский горизонт D3md -- -- 1,10 1793 1850 1812 1869 Доманиковый горизонт D3dm -- -- 1,10 1812 1869 1822 1880 Cаргаевский горизонт D3sr -- -- 1,10 1822 1880 1856 1914 Кыновский горизонт D3kn -- -- 3,30 1856 1914 1872 1931 Пашийский горизонт D3ps -- -- 1,50 1872 1931 1890 1949 Муллинский горизонт D2ml -- -- 1,20 Коэффициент кавернозности под: Направление -1,21 кондуктор 1,21 эксплуатационную колонну -1,21. P2u 10 10 180 180 Глина Песчаник Известняк Алевролит Мергель Гипс 60 14 5 11 8 2 Переслаивание известковистых глин, слабоуплотненных песчаников и алевролитов, с прослоями глинистых известняков и мергелей. Нефтеносность Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, г/см3 Подвижность, Д на сП Содержание серы, % по весу Содержание парафина, % по весу Свободный дебит м3/сут Параметры растворенного газа газовый фактор, м3/м3 содержание сероводорода, % содержание углекислого газа, % относительно по воздуху плотность газа коэффициент сжимаемости давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2 От (верх) До (низ) в пластовых условиях после дегазации C1bb 1360 1401 1370 1411 гранулярный 0,886 0,915 Рпл Таблица 8. Следовательно, проектная конструкция скважин полностью соответствует горно-геологическим условиям бурения и обеспечивает надежность процесса строительства на всех этапах. 1.6 Вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, забойной температурой. а) При бурении под направление и кондуктор (интервалы 0-50 м, 50-270 м) применяется глинистый раствор, приготовленный из куганакского глинопорошка, обработанный кальцинированной содой в массовых долях 0,3 % (3 кг на 1м3 раствора) и КМЦ-700 в массовых долях 0,5 % (5 кг на 1 м3 раствора). Бурение в интервале 270-1300 м ведется на технической воде, обработанной смазочной добавкой ФК-2000 в массовых долях 0,5 % (5 кг на 1 м3 раствора). Содержание реагентов в растворе следующее (в массовых долях): Кальцинированная сода 0,6 % (6 кг на 1 м3 раствора); Celpol SL 0,4 % (4 кг на 1 м3 раствора); Гликойл 3 % (30 кг на 1 м3 раствора); KCl 5% (50 кг на 1 м3 раствора); ФК-2000 0,75 % (7,5 кг на 1 м3 раствора); ФХЛС-МН 0,75 % (7,5 кг на 1 м3 раствора); ПЭС-1 0,1% (1 кг на 1 м3 раствора). При бурении в интервале 1822-1949 м применяется буровой раствор из предыдущего интервала, который утяжеляют карбонатным утяжелителем до плотности 1,25 г/см3.