1. Исходные данные для проектирования
| № | Наименование параметров | Обозначение в формулах | Единицы измерения | Значение |
| 1. | Глубина бурения скважины | L | м | ротор 1806турб. 900 |
| 2. | Глубина залегания продуктивного пласта | Lk | м | ротор 1750турб. 845ВЗД 1705 |
| 3. | Пластовое давление | Pпл | мПа | ротор 17,5 турб. 10,1ВЗД 17,0 |
| 4. | Глубина залегания подошвы пласта | Ln | м | ротор 1718турб. 740 ВЗД 1615 |
| 5. | Давление гидроразрыва | Рг | мПа | ротор 35,0турб. 20,1 ВЗД 34,4 |
| 6. | Свойства промывочной жидкостиа) плотностьб) динамическое напряжениев) пластическая вязкость | Ρτ0ή | кг/м Па Па*с | ротор 1090турб. ВЗД 1020 Ротор 8турб. -ВЗД -Ротор 0,007 |
| 7. | Марка и количество насосов | БРН-1 | шт. | 2 |
| 8. | Размер наземной обвязкиа) условный размер стоякаб) диаметр проходного канала бурового рукавав) диаметр проходного канала вертлюга г) диаметр проходного канала ведущей трубы | мм мм мм | 140 102 80 85 | |
| 9. | Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве | Uk | м/с | ротортурб. 0,48ВЗД |
| 10. | Интервал отработки долот | L | м | 1265-1815 |
| 11. | Типоразмер отработанных долот в скважине 1 | 215,9С3-ГАУ | ||
| 12. | В скважине 1проходка на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 | hg1hg2hg3hg4hg5hg6hg7hg8 hg9 | м | 70 79 73 78 44 55 46 54 51 |
| 13. | В скважине 1 время бурения долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 | t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9 | ч ч | 46 64 49 56 116 167 118 159 142 |
| 14. | Типоразмер отработанных долот в скважине 2 | 215,9МС3-ГАУ | ||
| 15. | В скважине 2 проходка на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9 | hg1hg2hg3hg4hg5hg6hg7hg8 hg9 | м | 91 79 72 78 56 43 47 53 51 |
| 16. | Время бурения в скважине 2 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9 | t1 t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9 | ч | 52 59 52 59 200 123 138 161 170 |
| 17. | Частота вращения | об/мин | ротор 60турб. 450ВЗД 90 | |
| 18. | Осевая нагрузка | Py | кН | Ротор турб. 200ВЗД |
| 19. | Подача жидкости | Qo | м/с | Ротор 0,020турб. 0,040ВЗД 0,035 |
| 20. | Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны | dн | м | ротортурб. 0,127ВЗД |
2. Общие сведения о районе буровых работ
Данное месторождение расположено в Альметьевском районе. Рельеф местности равнинный и холмистый. Характерной особенностью климата является сильно выраженная континентальность: суровая, холодная зима с сильными осадками и ветрами( толщина снежного покрова 50-100 см, наибольшая скорость ветра 15-22 м\с), жаркое лето, неравномерное выпадение осадков. Средняя температура: наибольшая летняя +30+35 С, зимняя наименьшая -40-45 С.
По растительному покровы площадь относиться к лесостепной зоне.
Кроме основного полезного ископаемого-нефти, в районе Ромашкинского месторождения иметься минеральное сырье: известняки, доломиты, сланцы, суглинки, гипсы.
Скважина проектируемая на Ромашкинском месторождении - эксплутационная. Проектный горизонт – пашийский. Проектная глубина – 1806 м.
Таблица 1.1
Сведения о районе буровых работ
| Наименование | Значение (текст, название, величина) |
| 1 | 2 |
| Площадь | Миннибаевская |
| Административное расположение | Татарстан |
| Район | Альметьевский |
| Температура воздуха, 0С - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя | -1,9 +3 +30 +35 -40 -45 |
| Среднегодовое количество осадков | 410 |
| Максимальная глубина промерзания грунта, м | до 1,5 |
| Продолжительность отопительного периода в году, сут | 222 |
| Продолжительность зимнего периода в году, сут | 161 |
| Азимут преобладающего направления ветра, град | Ю-В, З и Ю-З |
| Наибольшая скорость ветра, м/с | 15-22 |
Таблица 1.2
Сведения о площадке строительства буровой
| Наименование | Значение (текст, название, величина) |
| 1 | 2 |
| Рельеф местности | равнинный и холмистый |
| Состояние местности | незаболоченная |
| Толщина, см: - снежного покрова; - почвенного слоя | 50-100 25-30 |
| Растительный покров | зона лесостепи |
| Категория грунта | 1,2 |
Таблица 1.3
Источник и характеристики водо- и энергоснабжения и связи
| Название вида снабжения | Источник снабжения | Расстояние от источника до буровой, км | Характеристика снабжения |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Теплоснабжение | ЭПВА-71 | - | - |
| Связь | радиостанция | - | - |
| Водоснабжение | Централизованное | 0,3 | Водопровод |
| Энергоснабжение | ЛЭП | 0,3 | 3-х проводная |
Район месторождения покрыт сетью шоссейных и грунтовых дорог, через которые могут выполняться круглогодичные грузовые перевозки с выходом на шоссейные дороги федерального значения. По ним же могут осуществляться транспортная связь с железнодорожными станциями г.г. Альметьевск, Бугульма, Набережные Челны и аэропортами.
Буровые работы будут производиться силами филиала ОАО «Татнефть-Бурение» Альметьевским УБР, база которого расположена в городе Альметьевск. Транспортировка грузов и персонала бригад будет осуществляться вахтовым транспортом.
Снабжение проектируемой скважины технической водой будет производиться через водопровод длинной 300 м. энергоснабжение проектируемой скважины будет осуществляться от ЛЭП 3-х проводной.
3. Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайшее будущее
3.1 2006 год
Коллектив Альметьевского УБР с поставленными на 2006 год задачами успешно справился. Осуществлялось бурение для 19 заказчиков. Освоено более 1,6 млрд.руб. капитальных вложений. По объемам бурения наш коллектив занял лидирующее положение среди других УБР. Силами Альметьевского УБР было пробурено 238,1 тыс.метров горных пород, что на 0,5% выше запланированного. Сдано в эксплуатацию 177 скважин, выполнение плана по сдаче составило 102,9%.
В среднем за год количество буровых бригад в работе по традиционному бурению составило 16,4. средняя выработка на одну буровую бригаду выросла на 1,5% против прошлогодней и составила 14372м, а максимальная проходка в бригаде Галиулина составила 20776м.
Альметьевское УБР завершило 2005 год со следующими технико-экономическими показателями:
Коммерческая скорость по традиционному бурению выросла против соответствующего периода прошлого года на 2,7% и составила 1244 м/ст-мес (без депрессии). Производительность труда в АУБР составила 222,4 м/чел, что выше показателя 2004 года на 21,1%. Также произошел рост проходки на долото: с 191,9 до 205,1 м/долото.
Однако прошедший 2005 год для коллектива АУБР не был простым. В первую очередь это связано с тем, что в последние годы понятия «новые технологии» и «буровики» стали неразлучными. Почти ежемесячно в бурении внедряется очередное новшество. Так, например, начатый только в 2004 году Альметьевским УБР опыт бурения скважин на депрессии, сегодня имеет в своем архиве уже 27 скважин. В том числе 18 скважин(2447м) пробурены в 2005 году, две из которых на девонские отложения для НГДУ «Заинскнефть» и НГДУ «Азнакаевскнефть». Бурение на депрессии – перспективное направление развития нефтяной промышленности Татарстана, ведь сегодня не для кого не секрет, что технологии бурения скважин на депрессии позволяют, во-первых, повысить добываемые способности скважин, а во-вторых, рассчитаны на бережное отношение к продуктивному коллектору.
Также в 2005 году было продолжено бурение горизонтальных разветвленных скважин, которое было начато также в 2004 году. АУБР совместно с НПОО «Горизонт» в 2005 году были пробурены 4 двуствольные горизонтальные скважины. Качественное планирование и бурение подобных скважин позволяет увеличить среднесуточный дебит скважины в 2 раза т более, что является весьма привлекательным, е.к. не требует больших дополнительных затрат, что в конечном итоге приводит к снижению себестоимости тонны нефти.
Важным событием за прошедший год стали организационные преобразования: выведения из состава УБР вышкомонтажного цеха, деревообрабатывающего цеха, перевод бригад по ремонту забойных двигателей на базу АЦБПО по ЭПУ, выделение из структуры предприятия санатория «Буровик». В результате всех вышеперечисленных преобразований численность УБР сократилась с 1216 человек на начало 2005 года до 1022 человека на конец года.
4. Основные сведения о геологическом строении месторождения, газо-нефтеводоносности
4.1 Сведения о тектоники данного района
Данное месторождение находиться в Альметьевском районе приурочено к центральной части южного купола Татарстана.
По отложениям терригенного девона сводная часть южного купола ограничеваеться разновозрастными прогибами, структурными уступами, представляет собой крупное, изометрической формы поднятие, контролирующее девонскую залежь нефти. Неглубокими прогибами сводная часть разделена на три блока: Минибаевский, Павловский, Азнакаевский. Локальные структуры выражены слабо. Структурный план карбонатного девона и карбона (включая тульский горизонт) отличается более сложным строением, что обусловлено в верхнее-франско-фаменское время идиментационного фактора, в турнейских карстовых процессах. Структурная поверхность верхнее-фаменских отложений в пределах данной площади имеет слабо выраженное террасовидное строение. Отдельные структурные террасы, располагающиеся приблизительно на одном гитометрическом уровне отделяются друг от друга уступами и прогибами. Они сложены многочисленными поднятиями. Наиболее равно выраженные поднятия с амплитудой 30-40 м размещаются в основном в западной части территории в субмеридиальном направлении. К значительной части из них приурочены нефтепроявления в верхнефаменском отложении. Структурный план среднекаменноугольных отложений имеет много нижележащих горизонтов карбона и карбонатного девона, хотя между ними имеются существенные отличия.