Дипломная работа: Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском
Таблица 6
| Глубина залегания, м | Стратиграфическое подразделение | Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град | Коэффициент каверзности в интервале | |||
| от (верх) | от (вниз) | название | индекс | Угол | азимут | |
| 0 | 125 | Четвертичные отложения | Q | - | - | 1,30 |
| 125 | 140 | Журовская свита | Р 2/3 | - | - | 1,30 |
| 140 | 240 | Новомихайловская свита | Р 2/3 | - | 1,30 | |
| 240 | 350 | Алтымская свита | Р 1\3 | - | - | 1,30 |
| 350 | 390 | Неганская свита | Р1/3-Р3\2 | - | - | 1,30 |
| 390 | 560 | Люлинворская свита | Р 2/2 | - | - | 1,30 |
| 560 | 655 | Талицкая свита | Р1 | - | - | 1,25 |
| 655 | 790 | Ганькинская свита | К1 | - | - | 1,25 |
| 790 | 900 | Березовская свита | К2 | - | - | 1,25 |
| 900 | 935 | Кузнецовская свита | К2 | - | - | 1,25 |
| 935 | 1825 | Покурская свита | К2-К1 | 00 30! | - | 1,25 |
| 1825 | 1925 | Алымская свита | К-1 | 00 30! | - | 1,25 |
| 1925 | 2560 | Вартовская свита | К1 | 00 30! | - | 1,25 |
1.2 Тектоника
Западно-Сибирская плита, в северо-восточной части которой расположено Тагринское строение и состоит из осадочного чехла представленного нижемелововыми отложениями грамне суточного структурного этапа рермонтриасового возраста и складочного фундамента плиты.
Нижневартовский район приурочен к крупному поднятию первого порядка и структуре второго порядка Вартовского куполовидного поднятия, и представляет собойплатформенную антиклинарную структуру простирающуюся с юго-запада на северо-восток на 350 километров. Характерной особенностью локальных поднятий является прослеживание повсей таблице осадочного чехла с совпадением структурных планов по различным горизонтам.
Таблица 7 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Краткое название горной породы | Плотность кг/м3 | Пористость % | Проница -емость мд | ||||||
| от (верх) | от (низ) | ||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||||
| К1 (БВ1-5) | 1740 | 1815 | Песчаник, алевролит | 2100 | 21 | 23,9 | |||||
| К1 (БВ8) | 2523 | 2540 | Песчаник, алевролит | 2100 | 28 | 86,1 | |||||
| Гнилистность % | Карбонатность % | Твердость МПа | Абразивность | Коэффициент пластичности | Категория породы по промысловой классификации | ||||||
| 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | ||||||
| 6-16 | 3-7 | 0,14-2,30 | Ш-VIII | 1,10-4,50 | С | ||||||
| 6-16 | 3-7 | 0,14-2,30 | Ш-VIII | 1,10-4,50 | С | ||||||
Таблица 8 - Геокриологическая характеристика разреза скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал залегания многолетне-мерзлых пород, м | Тип многолетнемерзлых пород: основная реликтовая | Льдистость пород, 5 | Наличие: да, нет | ||||
| от (верх) | от (низ) | Избыточной льдистости в породе в виде линз пропластов, прослоев и т.д. | таликов | Межмерзлотных напорных (зещемленных вод) | Проплас-тов газо -гидратов | |||
| Р2\3 | 120 | 350 | реликтовая | 0,15-0,25 | нет | нет | нет | нет |
1.3 Водоносность разреза
Нефтегазоводоностность представлена в таблице 9,10.
Таблица 9 - Нефтеносность
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, кг/м3 | Подвижность,Δна сП | Содержание серы, % по весу | Содержание спарафина, % по весу | свободный девит, м3 /сут | Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации, град | Рекомендуемые МПа | ||
| от(верх) | до(низ) | репрессия при вскрытии | депрессия при испытании | ||||||||
| К1(БВ1-5) | 1740 | 1815 | Поровый | 860 | 0,18 | 0,7 | 0,8 | 180 | 30-35 | 2,2 | 8,0 |
| К1(БВ8) | 2523 | 2540 | Поровый | 880 | 0,35 | 1,0 | 0,8 | 100 | 30-35 | 2,2 | 8,5 |
Таблица 10 - Водоносность
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Тип коллектора | Плотность, кг/м3 | Свободный дебет, м3 /сут | Химический состав воды в мг – эквивалентной форме | Степень минерализации, мг/л | ||||||
| от(верх) | до(низ) | анионы | катионы | |||||||||
| CL- | HCO3 - | Na+ | Mg++ | Ca++ | ||||||||
| К2-К1 | 935 | 1625 | Поровый | 1000 | 700-3500 перелив | 92 | 8 | 88 | 3 | 9 | 0,014-0,017 | |
| К1(БВ1-5) | 1740 | 1815 | Поровый | 1000 | до 100 | 92 | 1 | 85 | 1 | 14 | 0,022-0,024 | |
| К1(БВ8) | 2523 | 2540 | Поровый | 1000 | до 100 | 99 | 1 | 83 | 1 | 16 | 0,025 | |
Газоносность отсутствует
Таблица 11 - Данные о давлении и температуры горных пород по разрезу скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Градиент давления | Температура в конце интервала | ||||||
| от (верх) | до(низ) | пластового | гидроразрыв пород | горное давление | |||||
| МПа/м | МПа/м | МПа/м | С0 | ||||||
| от (верх) | до (низ) | от (верх) | до (низ) | от(верх) | до(низ) | ||||
| Q-Р2/3 | 0 | 400 | Рпл | Ргид | 0 | 8,0 | 0 | 8,8 | 9,0 |
| Р3/2 –К2 | 400 | 935 | 4.0 | 9.4 | 8.0 | 18.7 | 8.8 | 20.6 | 25.1 |
| К2-К1 | 935 | 1925 | 9,4 | 19,6 | 18,7 | 26,6 | 20,6 | 38,3 | 49,2 |
| К1 | 1925 | 2560 | 19,6 | 26,0 | 26,6 | 30,4 | 38,3 | 39,8 | 51,3 |
· РФЗ – расчет по фактическим замерам в скважинах
1.4 Осложнения в процессе бурения
Возможные осложнения в процессе бурения приведены в таблице 9,10,11,12.
Таблица 12
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Максимальная интенсивность поглощения, м3 ,4 | Условия возникновения | |
| от (верх) | от (низ) | |||
| Q | 0 | 400 | 5 | Отклонение параметров бурового раствора от проектных |
Таблица 13 - Осыпи и обвалы стенок скважины
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Время до начала осложнения, сут | Мероприятия по ликвидации последствий осложнения | |
| от (верх) | от (низ) | |||
| Q-Р3/2 | 0 | 400 | 3 | Проработка |
| Р3/2-К1 | 400 | 1630 | 3 | Проработка промывка |
Таблица 14 - Нефтегазоводопроявления
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Вид проявляемого флюида | Плотность смеси при проявлении | Условия возникновения | |
| от (верх) | от (низ) | ||||
| К1 (БВ1) | 1650 | 1680 | нефть | Плотность смеси равна плотности нефти | Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину при подъеме инструмента, снижение Р ниже гидростатического, низкое качество бурового раствора |
| К1 (БВ2-3) | 1700 | 1730 | нефть | ||
| К1 (БВ2-3) | 1700 | 1730 | нефть | ||
| К1 (БВ8) | 2523 | 2540 | нефть | ||
Таблица 15 - Прихватоопасные зоны
| Индекс стратиграфического подразделения | Интервал, м | Условия возникновения | |
| от (верх) | от (низ) | ||
| Q-Р 3/2 | 0 | 400 | Несоблюдение режима бурения, плохая очистка забоя от шлама, желобообразования |
1.5 Обоснование точки заложения скважины
С целью эксплуатации пласта БВ8, мощность которого равна 17 метров:
Глубина проектируемой скважины (Lскв ) по вертикали составит:
где: 
- глубина залегания кровли продуктивного пласта,
- мощность продуктивного пласта, м;
- глубина зумфа, м.
2. Технологическая часть
2.1 Обоснование, выбор и расчет типа профиля
Выбор типа профиля осуществляется с учетом требований бурения кустовых скважин, прочностных характеристик пород, слагающих геологический разрез месторождений, закономерностей искривления, характерных для используемых компоновок низа бурильной колонны, способов и технических средств, применяемых при эксплуатации скважин.