Составление регламента на углубление разведочной скважины

стр.

Введение ............................................……………………………………….

3

1.

Геологическая часть ..............................………………………………

5

2.

Техническая часть ................................……………………………….

10

2.1. Анализ состояния техники и  технологии бурения скважин на  месторождении ....................………………………………………….

10

2.2. Выявление вида и зон осложнений  в скважине………………...

15

2.3. Конструкция скважин .........................…………………………..

16

2.4. Тип и свойства промывочной  жидкости ........…………………..

16

2.5 Анализ физико-механических свойств  горных пород разреза ..

17

2.6. Разделение геологического разреза  скважины на интервалы по буримости ..................…………………………………………………

20

2.7. Выбор типа долота и его  промывочного узла....………………..

22

2.8. Выбор способа бурения .......................………………………….

25

2.9. Обоснование компоновки бурильной колонны ....……………..

27

2.10. Проектирование режима бурения ...............……………………

28

2.10.1. Расчет осевой нагрузки на  долото ..........…………………….

28

2.10.2. Расчет максимальной величины  давления на выкиде буровых  насосов....................………………………………………….

31

2.10.3. Проектирование расхода промывочной  жидкости …………

32

2.10.4. Расчет частоты вращения долота ..........……………………..

36

2.11. Расчет гидравлической мощности  буровых насосов, их типа и  количества, корректировка расхода  промывочной жидкости……

38

2.l2. Выбор забойного двигателя ...................………………………..

39

2.13. Расчет диаметра насадок долот ...............………………………

44

2.14. Расчет бурильной колонны на  прочность .......………………...

47

2.15.Выбор буровой установки .....................………………………...

57

2.16. Аварии и осложнения…………………………………………...

58

2.17.Мероприятия по технике безопасности при углублении скважины и СПО и по охране природы ....…………………………..

66

2.18. Выводы…………………………………………………………...

Список использованных источников……………………………………...

60

Наименование

Единицы измерения

Значение,

название величины

1

2

3

1

Наименование месторождения (площади)

Береговой лицензионный участок

2

Расположение площади

В географическом отношении участок расположен в северной части Западно-Сибирской равнины в пределах Пур-Тазовского междуречья.

В административном отношении участок расположен в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Областной центр - г.Тюмень, окружной - г.Салехард, районный - с. Красноселькуп.

(номер района - 25В)

3

Температура воздуха среднегодовая

°C

- 7,87

4

Температура максимальная летняя

°C

+ 34

5

Температура минимальная зимняя

°C

- 63

6

Среднегодовое количество осадков

мм

413

7

Интервал залегания ММП

м

0-400

8

Продолжительность отопительного периода 

сутки

277

9

Преобладающее направление ветра

Направление ветра северное и  северо-западное  в теплый период, в холодный - южное и юго-западное.

10

Наибольшая скорость ветра

м/с

Среднегодовая скорость ветра  
составляет - 3,6 м/сек, 
максимальная - до 28 м/сек.

11

Сведения о площадке строительства:

- рельеф местности

Местность лицензионного участка представляет собой полого-волнистую заболоченную  равнину с абсолютными отметками от +60 - +80 м (на водоразделах) до +25 - +30 м (в долинах рек).

Рельеф имеет слабое эрозионное, долинно-балочное и сильное озерное расчленение, осложнен речными террасами.

Заозеренность площади 5-10 %. Заболоченность 30 % (глубина болот 2,5 м). Район не сейсмичен.

2

3

- гидрография

Гидрографическая сеть представ-лена реками формирующими бассейн реки Таз  (Варга-Сылькы, Катырылька);

Поверхностные воды могут быть использованы только для технического водоснабжения.

- состояние грунта

Вечномерзлый

- толщина снежного покрова

м

на водоразделах 1,0-1,15

в понижениях рельефа 2-2,5

- мощность сезоннооттаивающего  слоя

м

0,7-3,0

- растительный и животный миры

Господствующим ландшафтом является северная тайга, в которой преобладают лесотундровые и безлесые участки (залесенность площади 40-60 %).

Видовой состав леса: ели, лиственница; реже сосна, кедр, береза. В животном мире доминируют представители северо-таежного фаунистического комплекса: заяц-беляк, ондатра, песец, лисица, белка, глухарь, различные виды уток

12

Характеристика подъездных дорог:

с твёрдым покрытием (бетонка)

подъездная дорога  к  площадке бурения

- длина

- ширина

км

км

м

м

122

зимник

101

12

13

Источник водоснабжения:

Артскважина – 50%

Подвоз в а/цистернах – 50% на расстояние 6 км

14

Источник электроснабжения

для жилого городка ДЭС-100 - 1шт.

15

Источник теплоснабжения

котельная ПКН-2М -2шт. в блок боксе Б-12, или ТПГУ-3.2

(котёл Е-1,6-0,9 – 3 шт. в т.ч. 1 резерв)

16

Средства связи

радиостанция, селекторная связь

17

Местонахождение баз:

- снабжения

г. Н. Уренгой

- геофизического отряда

г. Н. Уренгой

18

Транспортные маршруты:

- автодорога

г. Н. Уренгой - скважина

- авиацией

г. Самара - г. Н. Уренгой

г. Белгород - г. Н. Уренгой

Стратиграфическое

подразделение

Глубина 

залегания, м

Мощность,

м

Элементы залегания

(падения) пластов

по подошве

Стандартное описание горной породы:

полное название, характерные признаки,

(структура, текстура, минеральный состав и  так далее)

Название

Индекс

от

(кровля)

до

(подошва)

угол,° '

азимут, °

1

2

3

4

5

6

7

8

Четвертичные

Q

0

100

100

0

-

Торф, суглинки, супеси, глины, пески

Тибейсалинская

P1 tbs

100

380

280

-

-

Пески, в нижней части глины алевритистые

Танамская

К2tn

380

560

180

0°30"

270

Алевролиты глинистые, глин опоковидные

Часельская

К2 cs

560

770

210

1°00"

270

Чередование пачек глинистых алевролитов и алевролитовых глин толщиной 20-40 м.Глины алевролитистые в нижней части, прослоями опоковидные

Кузнецовская

К2 kz

770

890

120

1°40"

270

Глины плотные

Газсалинская

пачка (Сенон I. II)

780

840

60

1°40"

270

Алевролиты, глины

1

2

3

4

5

6

7

8

Покурская (сеноман)

К2 pk

830

1300

470

1°45"

270

Чередование песков и песчаников, алевролитов и глин

(пласты ПК1 – ПК6)

Покурская

(альб+апт)

К2 pk

1300

1590

290

1°45"

270

Чередование песчаников, алевролитов и глин (пласты ПК7– ПК18)

Малохетская (верхняя)

К1 mh

1590

1680

90

1°45"

270

Переслаивание пластов  песчаников, алевролитов и глин

(пласты ПК19– ПК24)

Малохетская (нижняя)

К1 mh

1680

2030

350

1°45"

270

Переслаивание песчаников, алевролитов и плотных глин

Суходудинская

К1 сd

2030

2500

430

1°45"

270

Песчаники, иногда карбонатные, алевролиты, глины алевролитистые (пласты АТ0, АТ1)

Интервал,

м

Глубина

залегания нейтрального слоя,

м

Температура пород нейтрального слоя,

0С

Глубина нулевой изотермы, м

Распре- деление температуры,

0С

Льдистость,

%

Интервалы залегания, м

Консолидированных глин

Плывунов

Межмерзлотных таликов

Газогидратов

Криопегов

от

(верх)

до

(низ)

от

до

от

до

от

до

от

до

от

до

0÷40

40-100

2

-3

-

-3,0

30-40

нет

нет

нет

нет

40÷100

200

-

-

-

+0,5

10

50

90

нет

нет

100÷300

300

-

-

-

-1

10-30

130

170

-

-

нет

нет

нет

300÷360

360

-

-

400

-1÷-0

0-10

-

-

-

-

нет

нет

нет

Засоленность воды в зоне ММП,

%

Давление разрыва пород,

МПа

Коэффициент

осадки грунта при оттаивании ММП

Удельная

теплоемкость пород,

Дж / (кг × К0)

Коэффициент

теплопроводности пород,

Вт / (м × К0)

Температура фазового перехода воды в лед,

0С

талые

мерзлые

талые

мерзлые

0,1-0,4

17

0,2

750

560

пески

-1,0

2,15

2,35

супеси

1,55

1,65

глины

1,30

1,45

Индекс пласта

Интервал

залежи,

 м

Тип флюида

Плотность, кг/м3

Относительная плотность газа по

воздуху

Проницаемость, (мДа) / подвижность,   
(мкм 2 /МПа × с)

Содержание,

%

Средний дебит,

тыс. м3/сут.

м3/сут

Температура на устье,

0С

Температура в пласте,

0С

Пластовое давление, МПа

Газовый

фактор, м3/м3

от

(верх)

до 

(низ)

серы

парафина

сенон I

780

795

газ

0,569

26/-

77,8-82,4

-

20

9,23

-

сенон II

800

840

газ

0,569

32/-

101,7-216

21

9,42

ПК1

890

979

газ

0,563

0,3-3,8/-

374,5-698,4

-

23

8,88

-

ПК12

1319

1330

газ

0,579

90,2/-

208,2

37

12,93

ПК16

1475

1493

газ

0,563

33,3/-

456,5

43

14,46

ПК 171

1497

1522

газ

0,570

29,6/-

249,9

37

14,68

ПК172

1526

1546

газ нефть

913

0,565

51,6/-

2,88

33

14,96

2,7

ПК18

1553

1559

нефть

915

-

-/61,1

0,42

38

15,23

2,7

ПК19

1583

1590

газ нефть

997

0,664

60,9/-

170,4

5,2

38

15,52

2,7

ПК21-22

1666

1687

газ нефть

917

0,566

61,4/-

63,6

0,96

44

16,33

2,7

ПК24

1752

1763

газ

0,568

55/-

61,0-168,1

47

17,18

-

АТ0

2051

2057

газ

0,566

9,5/-

65,65

51

20,10

-

АТ1

2062

2109

газ

0,560

14,8/-

86,9

52

20,22

-

БТ12

2450

2460

газ

0,636

1,4/-

-

53

25,22

-

Индекс пласта

Интервал залегания

Тип

коллектора

Тип флюида

Проница-емость,

мД

Коэффициент газо-, конден-сато-, нефте-

насыщенности

Пластовое

давление,

МПа

Коэффициент аномаль-ности

Толщина глинистого раздела флюид-вода,

 м

от (верх) 

до (низ)

сенон I

780

795

Терригенный

газ

25,8

56

9,23

1,24

н/д

сенон II

800

840

Терригенный

газ

25,8

54

9,42

1,24

ПК1

890

979

Терригенный

газ

960-975

-82

8,88

1,05

ПК12

1319

1330

Терригенный

газ

21÷75,5

65

12,93

1,00

ПК16

1475

1493

Терригенный

газ

22,8÷43,6

65

14,46

1,00

ПК 171

1497

1522

Терригенный

газ

9,37÷19,3

65

14,68

1,00

ПК172

1526

1546

Терригенный

газ, нефть

12,1÷54,0

73

14,96

1,00

ПК18

1553

1559

Терригенный

нефть

20,2÷80,8

-

15,23

1,00

4÷17

ПК19

1583

1590

Терригенный

газ, нефть

56,0÷62,3

60

15,52

1,00

8÷22

ПК21-22

1666

1687

Терригенный

газ, нефть

83,6

64

16,33

1,00

ПК24

1752

1763

Терригенный

газ

22,0÷110,8

59

17,18

1,00

АТ0

2051

2057

Терригенный

газ

22,1÷208,3

55

20,10

1,00

АТ1

2062

2109

Терригенный

газ

126,3÷356,8

50

20,22

1,00

БТ12

2450

2460

Терригенный

г/к

0,5÷50,0

50

25,22

1,05

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Дебит, м3/сут

Тип воды  по составу

Минерализация общая,

г/л

Относиться

к источнику питьевого

водоснабжения

(да, нет)

от   (верх)

до

(низ)

0

40-100

терригенный

-

Комплекс в зоне ММП

40-100

130

терригенный

1000

До 250

Гидрокарбонатные,

Кальцево-магниевые*

0,1-0,4

да

130

300

терригенный

-

Комплекс в зоне ММП

300

360

терригенный

-

Комплекс в зоне ММП                            2,3-5,7

нет

360

770

терригенный

Региональный водоупор

770

840

терригенный

1004

209,0

Хлор-кальциевый*

8,4

нет

840

890

терригенный

-

Региональный водоупор

890

1590

терригенный

1006

4,9-245

Хлор-кальциевый*

10,6-9,3

нет

1590

2500

терригенный

1011

0,6-138

Хлор-кальциевый, гидрокарбонатно-натриевый

12,5-20,1

нет

Интервал, м

Градиенты

от 

(верх)

до  

(низ)

пластового

давления,

МПа/м

гидроразрыва  пород, 

МПа/м

горного

давления, МПа/м

геотермический,

оС/100м

0

40

0,0100

0,0200

-

зона ММП

40

140

0,0100

0,0200

-

талые породы

140

200

0,0100

0,0174

0,0195

зона ММП

200

300

0,0100

0,0174

0,0196

зона ММП

300

380

0,0100

0,0174

0,0204

зона ММП

380

770

0,0100

0,0178

0,0204

4,0

770

890

0,0124

0,0180

0,0207

4,0

890

1300

0,0105

0,0181

0,0208

4,0

1300

1590

0,0100

0,0181

0,0209

4,0

1590

2030

0,0100

0,0184

0,0213

2,8

2030

2500

0,0100

0,0187

0,0215

2,8

Отбор керна

Отбор шлама

Индекс

пласта

интервал, м

технические средства

интервал, м

частота отбора

от

(верх)

до

(низ)

метраж отбора керна

от

(верх)

до

(низ)

сенон I

775

805

30

Керноотборный снаряд

УКР-172/100

(производство  Павловского машинострои-

тельного завода,

Пермская обл.,

Очерский р-он, п. Павловский)

По требованию

сенон II

808

828

20

геологической службы

сеноман ПК1

864

959

95

ПК12

1282

1297

15

ПК16

1432

1442

10

ПК171

1470

1475

5

ПК 172

1483

1503

20

ПК18

1521

1536

15

ПК19

1550

1560

10

ПК21-22

1626

1671

45

ПК24

1711

1731

20

АТ0

2002

2007

5

АТ1

2008

2018

10

БТ12

2450

2460

10

Усло-вный номер КНБК

Интервал бурения по вертикали

Элементы КНБК

типоразмер,

шифр

ГОСТ, ОСТ на изготовление

техническая характеристика

назначение

наружный диаметр, мм

длина, м

масса, кН

1

2

3

4

5

6

7

8

1

0-150

Долото III 490 C-ЦВ-1

Труба УБТ-392 Д (квадратное)

Труба УБТ-229

Труба УБТ-203

Труба УБТ-178

Труба ПК-127´9 Д3

(ЗП-162-95-2)

ГОСТ 20692-75

6325.000ТУ

6325.000ТУ

6325.000ТУ

6325.000ТУ

ГОСТ Р 50278—92

490,0

392,0

229,0

203,0

178,0

127,0

(162,0)

0,50

24,9

8,30

8,30

8,30

99,70

3,00

169,86

22,53

17,68

13,54

31,13

Бурение под направление

2

150-600

III 393,7 М-ЦВ-12

Калибратор КС-393,7 СТ

Турбобур ТБ-240

Калибратор К-393,7

Труба УБТ-203

Калибратор К-393,7

Труба УБТ-203

Труба УБТ-178

Труба ПК-127´9 -Д3

(ЗП-162-95-2)

ГОСТ  20692—75

ТУ 26-02-14-01-26-94

ГОСТ  26673-90

ТУ 26-02-14-01-26-94

6325.000ТУ

ТУ 26-02-14-01-26-94

6325.000ТУ

6325.000ТУ

ГОСТ Р 50278—92

393,7

393,7

240,0

393,7

203,0

393,7

203,0

178,0

127,0

(162,0)

0,35

1,10

8,21

1,10

8,30

1,10

16,60

49,80

513,44

1,72

3,20

20,17

3,20

17,68

3,20

35,36

81,23

160,29

Бурение под кондуктор