Состав пояснительной записки

- Титульный лист выполняется в соответствии с приложением 2.

- Задание (приложение 1). Задание на курсовое проектирование выдается магистранту руководителем перед отъездом на производственную практику и является основанием для сбора материала.

- Введение. В этом разделе указывается место прохождения практики, обосновывается актуальность буровых растворов при бурении скважин, подтверждается их роль при разбуривании конкретного месторождения (интервала) на примере фактического материала по взаимосвязи состава и свойств растворов с проявлением осложнений, качеством вскрытия продуктивных пластов и т.д.

Исходные данные для выполнения курсовоГО ПРОЕКТА

В данном разделе приводятся следующие геолого-геофизические и технико-технологические материалы по бурению скважин на конкретной площади:

- литолого-стратиграфическая характеристика разреза;

- данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов;

- значения пластовых и поровых давлений, давлений гидроразрыва, температур;

-  значения пористости и проницаемости;

-  сведения о минерализации пластовых вод и их компонентном составе;

- виды, интервалы и характеристика осложнений;

- конструкция скважин;

- применяемая технология бурения, промывки скважин;

-вид, состав и свойства буровых промывочных жидкостей по интервалам бурения;

-принятая технология и средства приготовления, очистки от шлама и управления свойствами буровых растворов;

-нормы расхода буровых растворов и их компонентов по интервалам бурения;

- мероприятия по экологической безопасности применения буровых растворов.

Геолого-технические условия строительства и эксплуатации скважины должны быть представлены в виде таблицах 1-13. Дополнительно необходимо указать степень геологической изученности района. Если присутствуют мерзлые горные породы (МГП), то следует указать глубины границ пород с отрицательными температурами и значения этих температур, интервалы залегания пород, в которых лед является основным связующим элементом. Отдельно выделить наличие хемогенных пород (указать состав этих пород).

При отсутствии промысловых данных показатели механических свойств горных пород (плотность, прочность по штампу) могут быть определены по их литолого-петрографическому описанию в соответствии с правилами нефтяной и газовой промышленности.

Давление начала поглощения зависит от свойств горных пород (трещинотватость, кавернозность, коэффициент Пуассона) и промывочной жидкости и находится в пределах Рnл<Рпр.жn<Ргр., МПа. Чем больше размеры каналов (пор) пласта, чем меньше тиксотропные свойства раствора, тем ближе Рпр.ж к Рnл.

При отсутствии данных о величинах давлений начала поглощения (гидро­разрыва) их значения могут быть определены по данным о фактической высоте подъема тампонажного раствора при цементировании обсадных колонн, а так­же ориентировочно по формулам:

- для непроницаемых плотных пород

 

                                          Ргр=                                   (1)

для пористых пород

 

                                   Ргр=Рпл+                          (2)

где Рг-давление горных пород, МПа;

υ - коэффициент Пуассона.

При отсутствии данных о величине коэффициента Пуассона пород ориентировочно можно принять: для крепких кварцевых песчаников υ - 0,17; песчаников с контактным цементом - 0,20; для песчаников и алевролитов с карбо­натным цементом - 0,25; глинистых песчаников и алевролитов - 0,30; для из­вестняков и доломитов - 0,25; аргиллитов - 0,30; уплотненных глин - 0,35; пла­стичных глин и каменной соли - 0,44.

 

Таблица 1- Общие сведения о районе буровых работ

 

Наименование	Значение (текст, название, величина)
1	2
1 Наименование площади (месторождения) 2 Температура воздуха, 0С: – среднегодовая; – максимальная летняя; – минимальная зимняя. 3 Среднегодовое количество осадков, м 4 Максимальная глубина промерзания грунта, м 5 Продолжительность отопительного периода в году, сут. 6 Преобладающее направление ветра 7 Наибольшая скорость ветра, м/с
8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях: – рельеф местности; – состояние грунта; – толщина снежного покрова, м;
Продолжение таблицы 1
1	2
– характер растительного покрова.
9 Характеристика подъездных дорог; – протяженность, км; – характер покрытия; – высота насыпи, м.
10 Источник водоснабжения 11 Источник электроснабжения 12 Средства связи 13 Источник карьерных грунтов

 

Удельный момент трехшарошечных долот диаметром 190,5 - 295,3 мм при отсутствии промысловых данных может быть определен по графику (рисунок 1). Для долот других размеров удельный момент может быть рассчитан из ус­ловия пропорциональности его диаметру долота. Для алмазных и фрезерных долот М_УД=(15÷25)х10‾³ м; для одношарошечных - (15÷20)х10‾³ м.

 

Рисунок 1 - Номограмма для определения удельного момента на

                долоте М_ул

Таблица 1 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Стратигра- фические подразделения		Глубина залегания, м			Горная порода		Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)	Коэффициент кавернозности в интервале
назва-ние	индекс	от (кровля)	до (подошва)	мощность (толщина)	краткое название	процент в интервале
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

Окончание таблицы 1

Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, 10-3 мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленосность, %	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)	Гидратационное разуплотнение (набухание) породы
10	11	12	13	14	15	16	17

 

Таблица 2 - Градиенты давлений и температура по разрезу

Глубина определения давления, м	Градиенты
	пластового давления, (МПа/м)×102	порового давления, (МПа/м)×102	гидроразрыва пород, (МПа/м)×102	горного давления, (МПа/м)×102	геотермический, 0С/100 м
1	2	3	4	5	6

 

Таблица 3 – Нефтеносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, кг/м3		Содержание, % по весу		Свободный дебит, м3/сут
	от (верх)	до (низ)		в пластовых условиях	после дегазации	серы	парафина
1	2	3	4	5	6	7	8	9

Окончание таблицы 3

Параметры растворенного газа
газовый фактор, м3/м3	содержание, %		относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, МПа
	сероводорода	углекислого газа
10	11	12	13	14	15

 

     Таблица 4 – Газоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделе-ния	Интервал, м		Тип коллектора	Состоя- ние (газ, конден-сат)	Содержание, % по объему		Относи-тельная по воздуху плотность газа	Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях	Свободный дебит м3/ сут	Плотность газоконденсата, кг/м3		Фазовая проницаемость, 10-3 мкм2
	от (верх)	до (низ)			серо-водо-рода	угле-кисло-го газа				в пластовых условиях	на устье скважины
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

Таблица 5 – Водоносность

Индекс стратигра фического подразделения	Интервал, м		Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Свободный дебит, м3/сут	Фазовая проницацаемость, 10-3 мкм2	Химический состав воды в мг- эквивалентной форме
	от (верх)	до (низ)					анионы			катионы
							Сl-	SO42-	HCO3-	Na+	Mg++	Ca++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

 

   Таблица 6 - Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, (МПа/м)×102		Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)				при вскрытии	после изоляционных работ
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

Таблица 7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Буровые растворы, применявшиеся ранее			Время до начала осложнения, сут	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	от (верх)	до (низ)	Тип раствора	плотность, кг/м3	дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость
1	2	3	4	5	6	7	8

 

Таблица 8 – Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид проявляе-мого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3		Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)
	от (верх)	до (низ)
					внутреннего	наружного
1	2	3	4	5	6	7	8	9

 

   Таблица 9 - Прихватоопасные зоны

Индекс стратигра-фического подразделения	Интервал, м		Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, саль-никообразования и т.д.)	Раствор, при применении которого произошел прихват				Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ)	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)		тип	плотность, кг/м3	водоотдача, см3/30 мин	смазывающие добавки (название)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

 

Таблица 10 - Текучие породы

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал залегания текучих пород, м		Краткое название пород	Минимальная плотность бурового раствора, предотвращающая течение пород, кг/м3	Условия возникновения
	от (верх)	до  (низ)
1	2	3	4	5	6

 

Таблица 11 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м		Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5

 

Таблица 12 - Характеристика вскрываемых пластов

Индекс пласта	Интервал залегания, м		Тип коллек-тора	Тип флюида	Порис- тость, %	Прони- цаемость, 10-3 мкм2	Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности	Пластовое давление, МПа	Коэффициент аномальности	Толщина глинистого раздела флюид-вода, м
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11

⇐ Предыдущая12345Следующая ⇒

Поделиться: