Процесс вскрытия продуктивных пластов бурения является одной из основных технологических операции, от которой зависит качество испытания и продуктивность горизонтов. Получение потенциально возможных притоков нефти и газа, достоверной информации о характере насыщенности и коллекторских свойствах пластов на стадии поисково-разведочного и эксплуатационного бурения во многом определяется соответствием типов и свойств буровых растворов условиям первичного вскрытия пластов, надежностью их разобщения. Качественные вскрытие нефтяных пластов сопряжено с рядом проблем, обусловленных различиями залегания продуктивных горизонтов и ограниченностью технологических решений эффективного закачивания скважин в данных условиях. Перспективным направлением снижения отрицательного воздействия бурового раствора на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) считается применение буровых растворов с высокой кольматирующей (экранирующей) способностью. Проблема предотвращения загрязнения пластов на этапе цементирования должна быть решена в процессе бурения путем применения оптимальных составов буровых растворов с высокой кольматирующей и коркообразующий способностью.Таблица 1.1 - Исходные данные для проектирования 3 Назначение скважины эксплуатация 5 Продуктивный пласт Д1 кровли продуктивного пласта-1471 9 Проектные глубины кровли продуктивного пласта, мТаблица 2.1 - Сведения о районе буровых работ Наименование Значение(текст, название, величина) Наименование Значение (текст, название, величина) Водоразделы имеют вид полого волнистого плато с максимальными абсолютными отметками над уровнем моря 180-200м. Средняя температура в зимние месяцы составляет минус 11,4 - и 13,5, в сильные морозы понижается до минус 38 - минус 40 С.Основные итоги деятельности бурового предприятия: Коллектив Альметьевского цеха бурения производственную программу 2011 году выполнил и с поставленными перед ним задачами справился. Альметьевский цех, находясь в центральном регионе, в прошедшем году осуществляло бурение скважин для 18 заказчиков: это 9 НГДУ и 9 совместных предприятий. Сдана в эксплуатацию 161 скважина, выполнение плана по сдаче составило 103,2%. Альметьевский цех завершил 2011 год со следующими технико-экономическими показателями: Среднегодовое количество буровых бригад в работе (без учета бурения на депрессии) по цехам составило 16,5. В отчетном 2011году перед Альметьевским цехом были поставлены следующие задачи: Обеспечение качественного строительства скважин и соблюдение требований по охране недр при бурении скважин на следующих месторождениях и площадях: Ромашкинском месторождении (НГДУ "Альметьевнефть", "Лениногорскнефть"); залежах Ново-Елховской, Федотовской, Акташской площади Ново-Елховского месторождения (НГДУ "Ямашнефть"), Тат-Кандызском месторождении, Бавлинской и Сулинской площадях (НГДУ "Бавлынефть"); Кутушском месторождении (НГДУ "Нурлатнефть), Алькеевской площади (НГДУ "Джалильнефть"), Азнакаевской площади (НГДУ "Азнакаевскнефть"), Онбийском месторождении (ЗАО "Татех"), Тавельском месторождении (ЗАО "Предприятие - Кара-Алтын"), Урмышлинском, Кузайкинском месторождениях (ЗАО "Татойлгаз"), Нагорном месторождении (ЗАО Троицкнефть"), Беркет-Ключевском месторождении (ЗАО "Охтин-ойл"), Домосейкинской площади (ООО "Бенталь"), Макаровском месторождении (ООО "ВУМН"), Северном и Дачном месторождениях (ОАО Шешмаойл" и ОАО "Иделойл") и на Матвеевском лицензионном участке (ЗАО "ХИТ Р").Для данной скважины высокопластичные горные породы встречаются в четвертичном, казанском, уфимском, артинском, башкирском, горизонтах. Проанализировав табличные данные можно сделать вывод, что данный геологический разрез сложен следующими горными породами: глины, песчаники, известняки, доломиты, алевролиты. Главным преимуществом трехинтервального профиля с участком естественного снижения зенитного угла (рисунок 5.3) заключается в том, что основная работа по выведению ствола скважины в круг допуска осуществляется при бурении верхних интервалов. В тех случаях, когда необходимо достичь значительных отклонений забоев скважин от вертикали и для того, чтобы не нарушать требований по зенитному углу в интервале работы глубинных насосов, необходимо осуществлять бурение скважины по специальному типу профиля - для пологих скважин. Допускается набор угла ниже башмака кондуктора в случаях: - при небольших (до 100 м) отклонениях забоев скважин от вертикали (для достижения заданного отклонения необходимо набрать зенитный угол менее 70);Инклинометрические исследования проводят, при подъеме скважинного прибора, для решения следующих задач: - контроля заданного направления оси ствола скважины в пространстве проектному в процессе бурения; Измерения в точках проводят через 10 секунд после полной остановки приборов. Если интервал исследований находится существенно выше забоя скважины, то первое измерение выполняют на глубине 5 м ниже
План
Содержание
Введение
1. Исходные данные для проектирования
2. Общие сведения о районе буровых работ
3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше пятилетие
4. Основные сведения о геологическом строении месторождения, газонефтеводоносности, степени геологичнской изученности, горногеологических условиях бурения скважин
5. УНИРС
5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя ДР-176
5.2 Бурение вертикального участка с применение ДР-176
5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с ДР-176
5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с ДР-176
5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины
5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей
Вывод
6. Обоснование и расчет профиля проектной скважины
7. Обоснование выбора типа промывочной жидкости и свойств ее для бурения различных интервалов проектной скважины
8. Обоснование выбора способов бурения по интервалам глубин, разработка режима бурения проектной скважины и выбор гаммы долот
9. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
10. Обоснование выбора реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств промывочной жидкости
11. Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубины
12. Обоснование выбора оборудования для бурения проектной скважины и разработка плана размещения его и обвязки
13. Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояния скважины
14. Безопасность и экологичность проекта
15. Экономическая оценка работы
Заключение
Список использованных источников
Графический материал
Введение
Процесс вскрытия продуктивных пластов бурения является одной из основных технологических операции, от которой зависит качество испытания и продуктивность горизонтов. Получение потенциально возможных притоков нефти и газа, достоверной информации о характере насыщенности и коллекторских свойствах пластов на стадии поисково-разведочного и эксплуатационного бурения во многом определяется соответствием типов и свойств буровых растворов условиям первичного вскрытия пластов, надежностью их разобщения. Несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии закачивания нефтяных скважин, вопрос снижения их продуктивности в результате отрицательного воздействия буровых растворов является актуальным. В особенности это касается месторождений с низкими пластовыми давления ми и низкими коллекторскими свойствами, к которым можно отнести ряд месторождений Татарстана. Качественные вскрытие нефтяных пластов сопряжено с рядом проблем, обусловленных различиями залегания продуктивных горизонтов и ограниченностью технологических решений эффективного закачивания скважин в данных условиях.
Перспективным направлением снижения отрицательного воздействия бурового раствора на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) считается применение буровых растворов с высокой кольматирующей (экранирующей) способностью. Высокая эффективность таких систем определяется возможностью формировать в процессе фильтрации неглубокую (снимаемую перфорацией) зону кольматации и тонкую прочную фильтрационную корну, которые должны быть слабопроницаемы для фильтрата. Формируемый в приствольной зоне защитный слой способствует предотвращению глубокого проникновения в пласты фильтратов буровых и тампонажных растворов и тем самым повышению качества их разобщения.
Проблема предотвращения загрязнения пластов на этапе цементирования должна быть решена в процессе бурения путем применения оптимальных составов буровых растворов с высокой кольматирующей и коркообразующий способностью. В сочетании с мероприятиями по ограничению фильтрации тампонажных растворов это позволит улучшить разобщении продуктивных пластов.
В этой связи актуальным является исследования влияния фильтрационных потоков на формировании экрана, противодействующего проникновению дисперсной фазы и дисперсной среды в поровую структуру проницаемых пластов, что позволяет обосновать создание на этой основе принципов разработки специальных рецептур буровых растворов.
Актуальность темы: Одним из важнейших условий качественного разобщения пластов являются минимальная осложненность ствола скважины кавернами.
Кавернообразованию подвержены неустойчивые глинистые породы (аргиллиты, глинистые сланцы) верейского, тульского, бобриковского и кыновского горизонтов.
Основной причиной интенсивного кавернообразования в интервалах неустойчивых пород является эрозионное разрушение стенки скважины турбулентным потоком промывочной жидкости. При ламинарном режиме течения этого не происходит.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
