Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском (стр. 2 из 7)
| 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.
До проектной скважины проектируется четырехинтервальный тип профиля включающий участки вертикальный набора зенитного угла при бурении под кондуктор, стабилизации зенитного угла до глубины ниже интервала работы насосного оборудования, уменьшения зенитного угла. Рекомендуется для скважин с отклонением забоев от вертикали более 300м, на месторождениях, где по геолого-техническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны и на новых месторождениях. (рис.)
Данные для расчета профиля наклонной скважины представлены в таблице 16.
Таблица 16 - Исходные данные для расчета профиля
| Наименование параметров | Величина |
| Глубина по вертикали, м:-начало интервала увеличения зенитного угла;-окончание интервала стабилизации зенитного угла;-кровли пласта;-скважины | 175,01400,02523,02560,0 |
| Радиус искривления интервала увеличения зенитного угла, м | 380,0 |
| отклонение забоя по вертикали, м | 420,0 |
| Максимально допустимая интенсивность изменения зенитного угла в интервалах:-увеличение зенитного угла, град\10м;-работы погружных насосов, град\100м | 1,53,0 |
Примечание: 1) h1=175 м (рыхлые породы)
2) H3+ h +1 = 1400 м (глубина установки насосов)
3) 1,5 град\10 м и 8,0 град\100 м \6\.
Расчетная схема профиля.
Определяется максимальный зенитный угол (
)при условии полной стабилизации по формуле: 
(2.7)где: R – радиус искривления участка увеличения зенитного угла,м;
А – величина отклонения забоя от вертикали.м;
Н – проекция второго и третьего участков ствола по вертикали, м.
Длина участка уменьшения зенитного угла ориентировочно равна;
(2.8)где: l4 – длина участка уменьшения зенитного угла, м.
Определяется конечный угол (
) при начальном угле 
=160 и длине участка l4=426 М: =150 .Рассчитывается максимальный зенитный угол
при условии его снижения на четвертом участке: 
(2..9) 
Все элементы профиля определяются по формулам, приведенным в таблице 17.
Таблица 17 - Определение элементов четырехинтервального типа профиля