Структура дипломного проекта (работы)

Требования к содержанию, объему и структуре дипломного проекта (работы) определяются высшим учеб­ным заведением на основании Положения об итоговой государственной аттестации выпускников вузов, утвер­жденного Минобразованием России, государственного образовательного стандарта и методических рекомендаций УМО НГО.

Законченный дипломный проект (работа) включает пояснительную записку и графическую часть.

Текст пояснительной записки должен быть напечатан на листах бумаги формата А4 с оставлением полей ус­тановленных размеров. Табличный и графический материал выполняется в том же формате. В тексте записки обя­зательно даются ссылки на приведенные рисунки и таблицы.

Формулы должны быть снабжены пояснениями буквенных значений с указанием размерности величин. Да­лее формула должна быть представлена с подставленными численными значениями и приведен результат расчета.

Ссылки на литературный источник даются в квадратных скобках с указанием порядкового номера в списке использованных источников.

Результаты расчетов рекомендуется по возможности сводить в таблицы с пояснением методов подсчета и ис­ходных величин. Записка должна быть изложена конкретно и сжато, систематизирована с выделением рубрик, раз­делов и параграфов. Весь материал записки должен иметь сквозную нумерацию страниц.

Графическая часть дипломного проекта (работы) выполняется на листах формата А1 в карандаше или тушью в соответствии с действующими стандартами. Возможно выполнение чертежей с использованием машинной гра­фики. В правом нижнем углу чертежа ставится и заполняется штамп установленной формы. Каждый чертеж подпи­сывается автором, консультантом и руководителем.

Пояснительная записка формируется в следующей последовательности:

- титульный лист;

- оригинал задания на дипломное проектирование с подписью консультантов по разделам;

- аннотация;

- содержание с указанием страниц разделов;

- введение.

- общая часть проекта;

- проектные части;

- заключение;

- список использованных литературных источников.

Примерный перечень разделов проекта и их объем приведены в таблице 1. Применительно к конкретным те­мам проектов (работ) состав проекта и объем отдельных частей (разделов) устанавливается студентом по согласо­ванию с руководителем дипломного проектирования.

В аннотации объемом не более 1 стр. указывается объект проектирования, направление разработок и их спе­цифика.

Примерный перечень разделов дипломного проекта и их объем

Таблица 1

 

 

 

№ п/п	Наименование разделов дипломного проекта(дипломной работы)	Объем
Печатных страниц текста	Чертежей, схем, графиков
	Введение
I	Общая часть	2-3	-
II	Геологическая часть	15-20
III	Проектная часть	50-70
IV	Учебно-исследовательская работа	15-20
V	Безопасность проектных решений	10-15	-
VI	Экономическая часть	10-15	- -
	Заключение	1-2	-
	Список использованной литературы	1-2	-
	Приложения		-

Примерное содержание основных разделов дипломного проекта (дипломной работы)

Введение

Сформулировать задачи, которые стоят перед нефтяной и газовой промышленностью страны, в том числе пе­ред буровой подотраслью; отразить роль района, по которому выполнен дипломный проект, в решении этих задач; в сжатой форме отразить, что сделано в дипломном проекте полезного для совершенствования технологии, техники или организации работ в УБР, и оценить качественно, как реализация данных в проекте решений повлияет на тех­нико-экономические показатели бурения.

I. Общая часть.

Указать географическое положение площади на которой должна быть заложена проектная скважина (об­ласть, край или республика; административный район: ближайшие населенные пункты); охарактеризовать рельеф местности, растительный покров, водные источники, климатические условия, состояние путей сообщения; показать местоположение УБР (разведочной экспедиции), других предприятий, обслуживающих бурение (тампонажная кон­тора, геофизическая партия и т.д.), и основных баз снабжения, расстояние от них до точки заложения проектной скважины (куста скважин). Желательно также качественно оценить возможное влияние орогидрографических, климатических и иных особенностей района на экономические показатели строительства скважин. Определяются источники питьевого и технического водоснабжения, энергосбережения, ресурсы строительных материалов. В текст этого раздела включается обзорная карта района работ с указанным положением участка буровых работ.

II. Геологическая часть.

Геологический очерк района должен обеспечить разверну­тое определение геологической позиции месторождения (перспек­тивной структуры, площади) - объекта проектируемого бурения. Его содержание строится по традиционной для геологических отчетов схеме: стратиграфия, тектоника, гидрогеология, нефтегазоносность. В первом - вводном абзаце геологического очерка следует дать оп­ределение структурно-тектонической позиции месторождения (пер­спективной площади) - его расположение относительно региональ­ных структур I-II порядка: вал, мегавал, свод в пределах прогиба, авлакогена, синеклизы, антеклизы и т.п.

Стратиграфия разреза может быть представлена в компакт­ной табличной форме (табл. 2). В кратком пояснительном тексте к такой таблице приводится более детальная характеристика горизон­тов, непосредственно связанных с нефтегазоносностью разреза: эк­ранирующих горизонтов (покрышек) и коллекторов, а также указы­ваются основные опорные (отражающие) горизонты, используемые для структурного картирования сейсморазведкой.

Таблица 2

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Возраст отложений	Литология отложений	Интервал, м	Мощ­ность
Система	Отдел	Ярус, свита	Состав пород	От	до

 

В разделе "Тектоника" указывается, к каким структурным элементам земной коры относится район проектируемых работ, пе­речисляются основные структурно-фациальные зоны представлен­ные на его площади и структурные этажи, выделяемые в региональ­ном геологическом разрезе. Раздел требует более детальной инфор­мации при проектировании бурения в нефтегазоносных областях приуроченных к краевым прогибам - с широким развитием тектонически-экранированных залежей, осложненных разрывными нару­шениями сводовых структур и т.п.

В разделе "Гидрогеология" определяется тип гидрогеологи­ческого бассейна, в состав которого входит район проектируемых работ. Приводится краткий перечень данных, на основе которых со­ставлено описание гидрогеологических условий. Характеристику основных водоносных комплексов рекомендуется представлять в виде таблицы (табл. 3). В разделе приводятся данные о региональ­ных значениях геотермического градиента на основе фактических замеров температуры недр.

Таблица 3

Параметры основных водоносных комплексов

 

Водоносный комплекс	Тип воды, по Сулину	Дебит, м3/сутки	Плотность, г/см3	Минерализация г/л	Содержание, мг/л
J	Вг

 

При проектировании бурения в районах Заполярья, либо в южной части тундровой зоны с широким развитием многолетне­мерзлых пород (ММП), раздел "Гидрогеология" требует дополнения очерком "Геокриологические условия".

В геологической части необходимо охарактеризовать горно-геологические условия бурения скважин на площади: указать зоны возможных проявлений неустойчивости горных пород (осыпей, обвалов, выпучиваний, растепления многолетнемерзлых пород и т.д.), поглощений и газонефтеводопроявлений, прихватов, затяжек и желобообразований, самопроизвольного ис­кривления стволов скважин; привести копии кавернограмм и профилеграмм тех участков в ранее пробуренных скважинах, в которых имели место проявления неустойчивости стенок скважины и желобообразования, и данные о составе и свойствах промывочной жидкости, применявшейся при бурении в этих скважинах; описать несколько примеров поглощений и проявлений пластовых флюидов в ранее пробуренных скважинах, сообщить свойства про­мывочной жидкости, применявшейся в них, а также информацию об исследовании зон поглощений (положение кровли и подошвы зон поглощения, интенсивность поглощения, глубина статического уровня жидкости в скважине при поглощении и плотность этой жидкости, индикаторная кривая исследования), способах и результатах работ по ликвидации поглощений и проявлений; привести копии диаграмм стандартного каротажа для интервалов залегания газонефтенасыщенных объектов и ближайших к ним сверху и снизу водонасыщенных горизонтов по одной - двум скважинам, пробуренным поблизости; выделить на этих диаграммах нефте- газо- и водонасыщенные объекты; при­вести данные о давлениях разрыва пород (или градиентах давлений разрыва) и указать, как эти давления определе­ны (по данным прямых измерений или расчетным путем; в последнем случае пояснить, как проводился расчет). Если на площади проводились операции по гидроразрыву пород (например, в НГДУ или для глушения фонтанов), сообщить информацию об этих операциях (номер скважины, глубина гидроразрыва, стратиграфический горизонт, в котором сделан разрыв; давление на устье в момент разрыва породы; плотность жидкости, которой была заполнена скважина при гидроразрыве).

Необходимо также указать степень геологической изученности площади, оценить полноту и достоверность информации о продуктивных горизонтах, продуктивности, коллекторских свойствах пород перспективных горизонтов, границах контуров газонефтеносности, горно-геологических условиях бурения. В случае разведочных скважин - сформули­ровать задачи, которые должны быть решены в проектной скважине. Если информация о горно-геологических ус­ловиях бурения недостаточна или недостоверна, конкретизировать, какая информация должна быть уточнена или получена заново и какие исследования для этого требуются.

Желательно также качественно оценить, как особенности горно-геологических условий площади могут отра­зиться на технико-экономических показателях бурения.

В заключающем геологический очерк разделе "Нефтегазоносность района" приводится перечень нефтегазоносных комплек­сов, выделяемых в разрезе осадочного чехла. Обычный порядок их перечисления - снизу вверх по разрезу. Для каждого комплекса ука­зывается литологический состав продуктивных горизонтов и по­крышек, отмечаются его выдержанность или изменчивость, значе­ния мощности (от - до, среднее), характерные типы резервуаров, физико-химические свойства углеводородных флюидов. В заключи­тельной части раздела целесообразно привести данные об общих прогнозных ресурсах углеводородов в районе (суммарные началь­ные ресурсы, текущие разведанные запасы), краткие данные об ос­новных промышленных месторождениях.

 

Геолого-промышленная характеристика месторождения (залежи, площади)

В этой главе приводятся данные, относящиеся к участку, где проектируется строительство скважины. Она включает разделы "Морфологический тип залежи", "Литологический состав и коллек­торские свойства", "Фазовое состояние и состав углеводородов", "Пластовые давления и температуры, гидродинамический режим залежи", "Оценка запасов (ресурсов) нефти, газа, конденсата", "Ожидаемые технико-экономические параметры освоения".

Морфологический тип залежи. Скопления и жидких, и га­зообразных углеводородов (УВ) содержатся в ловушках разнообраз­ных генетических типов: структурных, литологических, стратигра­фических, рифогенных. По типу резервуара различают залежи мас­сивные, литологически ограниченные, многопластовые и пластовые, которые делятся, в свою очередь, на полнопластовые и неполнопла­стовые. Точное определение морфологического типа залежи имеет принципиальное значение для выбора методики разведки и эксплуа­тации. Средняя нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта определяет выбор схем его вскрытия и величину дебита нефти.

Литологический состав и коллекторские свойства про­дуктивных и перспективных горизонтов. Важнейшими параметрами пласта-коллектора являются общая и эффективная нефтенасыщенная толщина, пористость, глинистость, проницаемость, трещинова­тость, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др. Все эти данные должны быть приведены в настоящем разделе, но воз­можности, с оценкой их изменчивости - важной характеристики не­однородности пласта. Обычная величина пористости промышлен­ных коллекторов - 10-20 %, минимальная (для продуктивных тсрригенных горизонтов) - до 5 %. Пористость промышленных карбонат­ных коллекторов может быть и ниже - до 3 %. Количественной ха­рактеристикой фильтрационных свойств коллектора является коэф­фициент проницаемости к_пр, величину которого рассчитывают в со­ответствии с линейным законом фильтрации Дарси.

Фазовое состояние и химический состав углеводородов.

По фазовым соотношениям УВ, содержащихся в залежи, различают­ся шесть типов их скоплений: газовые, газоконденсатные, нефтега­зоконденсатные, нефтегазовые, газонефтяные и нефтяные.

Изучение закономерностей распределения УВ различного фазового состояния в плане и в разрезе нефтегазоносного комплекса позволяет в дальнейшем организовать раздельную подготовку запа­сов нефти и газа.

Пластовые давления и температуры, гидродинамический режим залежи. Энергия нефтяного пласта, за счет которой проис­ходит извлечение пластового флюида на поверхность, характеризу­ется существующим в нем давлением. Нормальное пластовое давле­ние по величине близко гидростатическому, т.е. возрастает на 0,1 МПа на каждые 10 м глубины. Вместе с тем, на разных глубинах, встречаются и зоны аномально высокого пластового давления (АВПД). Они особенно часты на глубинах свыше 4000 м. Обычно АВПД в 1,3-1,8 раз больше гидростатического давления, изредка превышения достигают 2,0-2,2 раза. В пределах таких зон требуются особые режимы бурения, испытаний и разработки залежей.

Измерение пластовой температуры и оценка ее изменений при строительстве глубоких скважин необходимы для определения свойств пластовых флюидов, подсчета запасов нефти и газа, проек­тирования разработки продуктивного горизонта, расчетов режима его работы, а также для решения различных технических задач, свя­занных с цементированием скважин и их перфорацией.

Режим нефтяной (газовой) залежи. Режимом залежи назы­вается характер проявления пластовой энергии нефтегазоносного горизонта, обуславливающей движение флюида. В зависимости от доминирующей формы пластовой энергии различают 5 основных видов режима: водонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный (режим расширяющегося газа), растворенного газа и гравитацион­ный.

Для газовых залежей выделяются два режима: водонапорный и режим расширяющегося газа.

Оценка запасов (ресурсов) нефти, газа, конденсата; ожи­даемые технико-экономические параметры освоения. В этом разделе должны быть представлены исходные данные, необходимые для проектной документации при эксплуатации месторождений нефти и газа. Их примерный перечень приведен в таблице 3 по фор­ме, принятой в ОАО "Сургутнефтегаз".

 

Исходные данные для технологических расчетов, принимаемые и проект­ной документации при эксплуатации нефтяных (газонефтяных) залежей

Таблица 4

№ п/п	Наименования параметров	Величина, по пла­стам
АС1	АС2	АС3
1.	Средняя глубина залегания, м
2.	Размеры залежи: длина*ширина, км
3.	Площадь нефтеносности, млн. м2
4.	Средняя эффективная толщина, м
5.	Средняя нефтенасыщенная толщина, м
6.	Средняя нефтенасыщенность, д.ед.
7.	Средняя насыщенность связанной водой, д.ед.
8.	Пористость, %
9.	Проницаемость, дарси
10.	Пластовое давление, кгс/см2
11.	Пластовая температура, “С
12.	Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3
13.	Давление насыщения нефти газом, кгс/см2
14.	Давление насыщения воды газом, кгс/см2
15.	Г азосодержание нефти, м3/т
16.	Плотность нефти в стационарн. условиях, г/см
17.	Вязкость нефти, сантипуаз
18.	Балансовые запасы нефти, млн.т
19.	Балансовые запасы растворенного газа, млн.м5
20.	Коэффициент нефтеотдачи, дед.

 

При отсутствии данных о величине запасов нефти или газа в производственных материалах, их подсчет может быть выполнен и самостоятельно - универсальным объемным методом.

III.Проектная часть

В начале главы следует рассмотреть результа­ты ранее проведенных полевых геологических и геофизических ра­бот, поискового и разведочного бурения, состояние баланса запасов категорий В, С_ь С₂ на момент проектирования. Необходимо указать количество пробуренных на месторождении поисковых, разведоч­ных и эксплуатационных скважин. В целом, проводится критиче­ский анализ ранее выполненных проектов поисковых и разведочных работ, либо точное определение текущего этапа эксплуатации. Содержание этого раздела должно подготавливать вывод о необходи­мости строительства проектируемой далее скважины.

Вэтом разделе приводится следующая информация.

1. Область (край, республика), район, где закладывается проектная скважина (куст скважин)

2. Площадь, участок, номер скважины (или номера скважин куста)

3. Назначение проектной скважины

4. Категория скважины

5. Проектный горизонт (для куста скважин - проектные горизонты для каждой группы скважин в кусте)

6. Проектная глубина скважины (для куста - каждой из скважин)

7. Проектное смещение и азимут забоя относительно устья скважины (для куста-каждой из скважин)

8. Глубина моря (озера) в точке расположения устья скважины

9. Диаметры обсадных колонн и число таких колонн в скважине

10.Объекты, подлежащие опробованию в процессе бурения скважины

11. Объекты, подлежащие испытанию после спуска и цементирования обсадной колонны

12. Объекты, из которых должны быть отобраны образцы пород (керн) в процессе бурения
13. Вид энергии, которая будет использоваться при бурении скважины.

14.Температура закачиваемой жидкости (для нагнетательных скважин) и вид жидкости

15.Расстояния от скважины (куста) до УБР, баз снабжения, геофизической партии, и других предприятий, кото­рые должны обслуживать бурение проектной скважины

16.Выкопировка из структурной карты участка, на котором закладывается проектная скважина (куст скважин) с указанием местоположения забоя ее (забоев всех скважин куста), а также местоположения скважин, материалы по которым используются в дипломном проекте.

17. Обязательный комплекс промыслово-геофизических и геологических исследований в проектной скважине.

18. Проектный геологический разрез и ожидаемые горно-геологические условия бурения скважин.

19.Нормативная карта строительства типовой скважины, принятая в УБР (приводится в приложении к проекту).

20. Система управления охраной труда в УБР.

21. Результаты аттестации рабочих мест по условиям труда (карты аттестации, протоколы оценки травмобезопасности для 1-2 основных рабочих мест)

22. Статистические данные по травматизму за последние 5-10 лет и результаты их анализа.

23. Акты испытаний заземляющих устройств, опрессовки буровых насосов и их обвязки.

24. Сводная смета на строительство типовой скважины, действующая в УБР (приводится в приложении к проекту).

25. Сметные расчеты № 4 (если проект посвящен разработке технологии бурения). № 5 (если проект посвящен креплению скважины), № 5 и 6 (если проект посвящен заканчиванию скважины), № 4 и 5 (если проект посвящен технологии бурения и крепления скважины). (Эти расчеты приводятся в приложении к проекту).

Эта глава является основной в проекте. В ней обосновывает­ся целесообразность глубокого бурения на подготовленной к про­верке структуре (поисковая стадия), на залежах ранее открытого ме­сторождения (разведка) или в развитие системы добычи (эксплуата­ция). Место расположения скважины выбирается в соответствии с ее целевым назначением, определяются геологические условия ее про­водки, глубина, параметры промывочной жидкости, обосновывают­ся типовая конструкция и оборудование, комплекс геолого­геофизических исследований, включая отбор керна и шлама, мето­дика опробования и испытаний перспективных объектов, содержа­ние лабораторных исследований.

В этом разделе задачи проектируемого бурения должны быть сформу­лированы в соответствии с критерием повышения информативности скважин. Комплекс исследований, проводимый в скважинах, должен обеспечивать основу для подсчета запасов нефти и газа и дальней­шего проектирования разведки или разработки месторождения.

Выбор участка строительства проектируемой скважины и обоснование ее глубины зависят от этапа работ и ее специального назначения. Опорные, параметрические и структурные скважины задаются на специально выбираемых участках для выявления общих перспектив нефтегазоносное™, в том числе на территориях ранее не исследованных бурением. На глубину опорные и параметрические скважины бурятся до полного пересечения мощности осадочного чехла, с выходом в кристаллический фундамент, или на максималь­ную технически возможную глубину. Структурные скважины бу­рятся обычно на глубину 1,2-2,0 км. Поисковые, разведочные и экс­плуатационные скважины бурятся до пересечения заданного про­дуктивного горизонта.

Для проверки продуктивности структур, подготовленных к бурению, или поисков новых залежей в пределах уже выявленных месторождений бурятся поисковые скважины.

Выбор места для заложения разведочной скважины прово­дится с учетом рекомендуемых параметров разведочной сети (табл. 4), данных по ранее пробуренным скважинам. Их расположение в плане определяется по одному из 5 методов: "гипсометрического шага", "шага поискового бурения", "линейного размера", "уровней заполнения ловушки", "гарантированных запасов".

Место заложения эксплуатационной или нагнетательной скважины выбирают исходя из уже сложившейся на месторожде­нии системы их размещения. Плотность их сети зависит от емкостно-фильтрационных свойств горизонта-коллектора и соответствует обычно параметру от 5 до 10 га на 1 скважину.

Таблица 5

Обобщенные данные о средних расстояниях между скважинами,

принятыми при разведке месторождений нефти и газа в РФ

Класс месторож­дений	Запасы: извлекаемые нефти, млн.т	Площадь месторож­дения (за­лежи), км2	Средние расстояния между скважинами (и варианты от - до), км, для месторождений
Балансовые газа, млрд.м3	Толщина пласта, м	Простого строения	Сложного строения	Очень сложного строения
Уникальные	более 300 более 500	более 100 10-15	10-12	8-10	5-8
Крупные	100-300 100-500	более 100 10-15	4,0 (3,5-4,5)	3,0 (2,7-3,2)	1,8 (1,5-3,0)
Крупные	30-100	25-100 8-12	3,0 (2,7-3,3)	2,0 (1,8-2,5)	1,2 (0,8-1,5)
Средние	10-30	10-50 5-10	2,2 (1,5-2,5)	1,5 (1,2-1,7)	1,0 (0,8-1,3)
Мелкие	менее 10	3-25 3-8	1,5 (1,2-1,7)	1,5 (1,2-1,7)	1,0 (0,5-1,5)

 

Для запасов категории В (подсчитываются для блоков, оконтуренных в соответствии с утвержденной технологической схе­мой разработки месторождения нефти или проектом опытной про­мышленной эксплуатации газовой залежи) расстояние между сква­жинами не должно превышать: для крупных залежей - 5000 м; для крупных с невыдержанными пластами и средних - 2000 м; для сред­них с невыдержанными пластами и мелких - 1000 м; для залежей с крайне невыдержанным строением - 500 м (таблица 5).

При разведке месторождений нефти и газа на шельфе, особенно на шельфе арктических морей, ввиду особой сложности и высокой стоимости работ, бурение ведется по более редкой (в 2-2,5 раза) сети. Его результаты дополняются проведением высокоточной сейсморазведки (3D). В дальнейшем предусматривается доизучение месторождения при его эксплуатации.

Ожидаемые геологические осложнения. На основе анализа геологического разреза по стволу проектируемой скважины наме­чаются интервалы глубин с возможными осложнениями для ее про­водки. Участками осложнений могут являться зоны приустьевого размыва, оттаивания многолетнемерзлых пород, кавернообразования в глинистых горизонтах и, наоборот, интервалы, угрожающие сужением ствола на участках легко проницаемых пластов. В зонах аномалий пластового давления осложнения могут быть связаны как с флюидопроявлениями при пониженном противодавлении, так и поглощением бурового раствора при противодавлении избыточном.

Отбор керна и шлама. При любых условиях, главным ис­точником информации в процессе бурения является керн.

Промыслово-геофизические исследования. Комплекс ГИС разрабатывается для каждого нефтегазоносного района в зависимо­сти от конкретных геологических условий. По данным этого ком­плекса исследований получают достоверную информацию о литоло­гии разреза, нефтегазонасыщенности пластов, радиоактивности гор­ных пород, искривлении скважин, изменении диаметра по стволу скважины, температур по разрезу и другую информацию.

Стандартный электрокаротаж (методы КС и ПС). КС (кажущееся сопротивление) - этим методом выделяется либо кров­ля, либо подошва продуктивного горизонта. Нефтегазоносные пла­сты обычно отличаются повышенным электрическим сопротивлени­ем.

ПС (собственная поляризация) - по полумаксимуму каро­тажной диаграммы ПС в разрезе скважины выделяются пласты с различным сопротивлением.

Акустический (сейсмо-) каротаж (АК) позволяет по харак­теру затухания сейсмо-сигналов определять водо- и нефтенасыщен- ность пластов, и осуществлять контроль качества крепления сква­жин.

Радиоактивные методы каротажа при бурении скважин на нефть и газ включают обычно комплекс гамма-каротажа, гамма- гамма (плотностного), нейтронного-гамма и нейтроп-нейтронного каротажа.

Кроме того, в процессе бурения разведочных (и поисковых) скважин проводятся следующие исследования, измерения и испыта­ния.

Термометрия проводится по буровому раствору и непосред­ственно в стенках скважин: для определения термического режима, величины геотермического градиента.

Кавернометрия стенок скважин обеспечивает выделение в разрезе продуктивных горизонтов.

Расходометрия - точный учет расхода промывочной жидко­сти (бурового раствора).

Инклинометрия проводится для контроля за искривлением стволов, в т.ч. глубоких скважин наклонно направленного бурения, для точного определения положения забоя в плане.

Комплекс промысловых испытаний - выполняется при пересечении нефтегазоносных пластов: для определения величины пластового и забойного давления, физических свойств углеводоро­дов.

Методика вскрытия пластов. Опробование. Опробование и испытание - неотъемлемая часть комплекса исследовательских работ в процессе сооружения скважин и источник получения важ­нейшей информации о геологии и нефтегазоносности исследуемого объекта.

Применение испытателей пластов в процессе бурения прово­дится сразу после вскрытия пласта и требует тщательной подготов­ки скважин.

В процессе испытания пластов основную информацию несут отобранные пробы пластового флюида и диаграммы давления, ха­рактеризующие состав жидкости и гидродинамические параметры системы пласт - скважина.

Испытания и освоение скважин. Опытно-промышленная эксплуатация. Для продуктивных горизонтов, выявленных геолого­геофизическими методами, с нефтеносностью, подтвержденной пла­стовыми испытаниями, проектом может предусматриваться пробная эксплуатация в одном из двух режимов: 1) сокращенный цикл - 2-3 суток - для оценки нефтегазоносности с определением дебитов; 2) пробная эксплуатация в течение 1-6 месяцев.

При проектировании работ на газоконденсатном месторож­дении, опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) в процессе раз­ведки допускается только для залежей, в которых углеводороды на­ходятся в закритическом состоянии. На газовых месторождениях ОПЭ проводится лишь в том случае, когда подготовлена подача газа в газопровод.

На основании геологических данных, по материалам пред­дипломной практики, выбранной методики проведения поисково­оценочных или эксплуатационных буровых работ, изложенных в геолого-методической части проекта, производится предваритель­ный выбор класса буровой установки (БУ). При этом возможно ус­тановление конкретного шифра БУ.

Результаты расчетов, полученные в данном разделе диплом­ного проекта (работы), сопоставляются с результатами отечествен­ной и зарубежной практики бурения нефтяных и газовых (газокон­денсатных) скважин. Окончательное принятие решения о выборе способа и режима бурения, конструкции скважины, бурового и породоразрушающего инструмента, а также технологического обору­дования и грузоподъемных механизмов должно зависеть от резуль­татов сравнения с применяемым оборудованием, инструментом и технологическими приемами в регионе, принятом за базовый при проектировании.

Кроме этого, на основе результатов анализа состояния зару­бежной и отечественной техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин, анализа состояния вопроса в базовом регионе, принимается обоснованное решение о направлениях совершенство­вания технологии и техники буровых работ, которое может быть представлено к защите в виде специальной части дипломного проек­та.

При написании проектной части необходимо обосновать выбор метода вхождения в продуктивную залежь; выделить по совмещенному графику измене­ния коэффициентов аномальности пластовых (норовых) давлений и индексов давлений поглощения зоны с несо­вместимыми условиями бурения и наметить предварительный вариант конструкции скважины (число обсадных колонн, глубина спуска каждой); внести в него коррективы с учетом местоположения устья скважины (суша, аква­тория), наличия в разрезе неустойчивых или легко размываемых, а также многолетнемерзлых пород, распределения давлений по стволу скважины в случае газового или нефтегазового выброса, профиля проектной скважины, интен­сивности износа обсадных колонн, необходимости установки противовыбросового оборудования высокого давле­ния, возможности изоляции зон поглощения без перекрытия их обсадными трубами, возможности надежного кон­троля состояния скважины и предотвращения полного выброса промывочной жидкости из нее, возможности ис­пользования вместо сплошных колонн хвостовиков (потайных колонн), необходимости соблюдения законов об ох­ране недр и окружающей среды от загрязнения и других существенных факторов. Обосновать выбор диметров об­садных колонн и долот для бурения под каждую обсадную колонну, выбор интервалов цементирования. Сравнить окончательный вариант конструкции проектной скважины с фактическими конструкциями скважин, пробуренных на данном участке площади. Если при проектировании намечаются несколько вариантов конструкций, сравнить их между собой и выбрать оптимальный.

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: