ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.02.2024
Просмотров: 46
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство образования и науки Пермского края
Государственное бюджетное
профессиональное образовательное учреждение
«Краевой политехнический колледж»
Отчёт по практике
ПМ01. Проведение буровых работ в соответствии с технологическим регламентом - 180 часов
КПКО. 21.02.02 06 БС-199
Руководитель Сажин В.В.
Выполнил Нуриев В.В.
2022
Содержание
Введение 2
1. Геологическая часть 3
1.1 Основные сведения о месторождении 3
1.2 Стратиграфия 4
1.3 Нефтеводонасыщенность 5
1.4 Геофизические работы в скважине 6
2. Техническая часть 7
2.1 Проектирование конструкции скважины 7
2.2 Расчет способа бурения 16
2.3 Буровые растворы 19
2.4 Расчёт шлама 24
2.5 Выбор буровой установки 26
3. Организационная часть 28
3.1 Охрана труда и техника безопасности при СПО 28
Заключение 32
Список используемых источников 33
Введение
За время прохождения учебной практики ПМ01(проведение буровых работ в соответствии с технологическим регламентом. Я освоил в полном объеме нужные профессиональные навыки. Научился производить расчеты, связанные с бурением и буровым раствором. Произвел расчеты по скважине №1211 Павловского месторождения.
1. Геологическая часть
1.1 Основные сведения о месторождении
Павловское месторождение нефти расположено на юге Пермской области в Чернушинском районе. От города Перми оно находится на расстоянии 170 км. Наиболее крупным населенным пунктом является районный центр — город Чернушка, село Павловка, деревни: Дмитровка, Улык гора, Ореховая Гора, Крещенка, Атняшка и др. Они равномерно располагаются по площади и приурочены к долинам небольших рек.
Рисунок 1. Местоположение Павловского месторождения
1.2 Стратиграфия
Таблица 1. Стратиграфический разрез скважины
№ | Наименование горизонта | Абс. Отметки | Верт. Отм., м | мощи. | наклонный ствол(м) | ||||
от | до | от | до | от | до | длина | |||
1 | Четвертичные отложения | 225,1 | 205 | 0 | 20 | 20 | | 20 | 20 |
2 | Шешминский горизонт | 205 | 165 | 20 | 60 | 40 | 20 | 60 | 40 |
3 | Соликамский горизонт | 165 | 95 | 60 | 130 | 70 | 60 | 130 | 70 |
4 | Иренский горизонт | 95 | -15 | 130 | 2401 | 110 | 130 | 240 | 110 |
5 | Филипповский горизонт | -15 | -40 | 240 | 265 | 25 | 240 | 265 | 25 |
6 | Артинский ярус | -40 | -212 | 265 | 437 | 172 | 265 | 437 | 172 |
7 | Сакмар -ассельский ярусы | -212 | -347 | 437 | 572 | 135 | 437 | 574 | 137 |
8 | Верхний карбон | -347 | -516 | 572 | 741 | 169 | 574 | 759 | 185 |
9 | Мячковский горизонт | -516 | -604 | 741 | 829 | 88 | 759 | 858 | 99 |
10 | Подольский горизонт | -604 | -710 | 829 | 935 | 106 | 858 | 975 | 117 |
11 | Каширский горизонт | -710 | -760 | 935 | 985 | 50 | 975 | 1031 | 56 |
12 | Верейский горизонт | -760 | -816 | 985 | 1041 | 56 | 1031 | 1093 | 62 |
13 | Башкирский ярус | -816 | -868 | 1041 | 1093 | 52 | 1093 | 1151 | 58 |
14 | Серпуховский ярус+ окский н/г | -868 | -1176 | 1093 | 1401 | 308 | 1151 | 1494 | 343 |
15 | Тульский горизонтекарб.) | -1176 | -1197 | 1401 | 1422 | 21 | 1494 | 1518 | 24 |
16 | Тульский горизонт(терр) | -1197 | -1218 | 1422 | 1443 | 21 | 1518 | 1541 | 23 |
17 | Бобриковский горизонт | -1218 | -1239 | 1443 | 1464 | 21 | 1541 | 1564 | 23 |
18 | Радаевеский горизонт | -1239 | -1257 | 1464 | 1482 | 18 | 1564 | 1584 | 20 |
19 | Турнейский ярус | -1257 | -1304 | 1482 | 1529 | 47 | 1584 | 1636 | 52 |
20 | Забой | -1304 | | 1529 | | | | 1636 | |
Стратиграфический разрез скважины №1207 Павловского месторождения представлен от четвертичных отложений до Турнейского яруса. Максимальная вскрытая глубина скважины – 1529м.
1.3 Нефтеводонасыщенность
Отбор керна не предусмотрен техническим заданием. Испытание пласта на приток не было произведено.
1.4 Геофизические работы в скважине
При проектировании эксплуатационных скважин предусматривается ком-плекс промыслово-геофизических исследований, обеспечивающий расчлене-ние пройденного разреза, выявление продуктивных пластов и определение их коллекторских свойств.
Таблица 3. – Геофизические исследования
Работы | Масштаб | Интервал по стволу |
Кондуктор | | |
АКЦ с ВС, ГГЦ (не ранее 18 часов после цементирования) | 1:500 | 0-65 |
Техническая колонна | | |
АКЦ с ВС, ГГЦ (СГДТ-100) (не ранее 18 часов после цементирования) | 1:500 | 0-395 |
Эксплуатационная колонна | | |
Привязочный каротаж при достижении 1520 м | | |
РК | | 0-1520 |
Каротаж при достижении 1636 м | | |
АК с ВС, ДС | 1:200 | 395-1636 |
РК | 1:500 | 1470-1636 |
ИК,РК,АК с ВС, БКЗ(3 уст),КВ,БК,МБК,М3,ГГК-П | 1:200 | 991-1151 |
ИК,РК,АК с ВС, БКЗ(3 уст),КВ,БК,МБК,М3,ГГК-П | 1:200 | 1468-1636 |
АКЦ с ВС, ГГЦ,ГГЦ, ЭМДСТ ( не ранее 48 ч после цементирования) | 1:500 | 0-1624 |
Расшифровка аббревиатур каротажей, встречаемые в таблице 1.2:
АКЦ – акустическая цементометрия;
ЭМДСТ – электромагнитная дефектоскопия
;
СГДТ – скважинный гамма дефектомер толщиномер;
ЛМ – локатор муфт;
ГК – гаммо-каротаж;
ННК – нейтрон–нейтронный каротаж;
АК – акустический каротаж;
ДС – кавернометр (диаметр скважины);
ГГК-П – плотностной гамма-гамма каротаж;
ИК – индукционный каротаж
ГГК-ЛП – гамма-гамма каротаж-литоплотностной каротаж;
2. Техническая часть
2.1 Проектирование конструкции скважины
Большое значение в наклонно направленном бурении имеет правильный выбор профиля скважины. Рациональный профиль позволяет до минимума сократить работу отклоняющей компоновки на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя относительно устья и допустимую интенсивность искривления, свободное прохождение по стволу компоновок бурильной и эксплуатационной колонн, эксплуатацию скважины всеми современными методами и оборудованием достаточно долго и безаварийно.
Следовательно, профиль наклонной скважины необходимо выбрать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести её до проектной глубины без изменений и аварий, обеспечив надлежащее качество для длительной и безаварийной эксплуатации.
Таблица 4. Описание профиля скважины
наименование участка | Измеренная глубинам (м) | Зенитный угол (град.) | Истинный азимут | Расч.интенс.(град/10м) | Смещение в конце интервала,м | ||||||||
от | до | нам | кон | нач | кон. | | |||||||
Условно вертикальный | 0 | 410 | 0 | 0 | – | – | 0,0 | 0 | |||||
Участок набора зенитного утла | 410 | 610 | 0 | 20 | 0 | 354 | 1.0 | 35 | |||||
Участок стабилизации | 610 | 1075 | 20 | 20 | 354 | 354 | 0.0 | 193 | |||||
Участок снижения зенитного угла | 1075 | 1275 | 20 | 0 | 354 | 0 | – | 228 | |||||
Участок стабилизации | 1275 | 1509 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0.3 | 228 | |||||
Вход а пласт | 1509 | 0 | 0 | 0 | 228 |