Зміст
Введення
1.Геологічнабудова ділянки
1.1 Літолого-стратиграфічнийрозріз
1.2 Доюрскіеосвіти
2.Нафтоносність
3.Азбукателеметричних систем
4.Канали зв'язку
4.1 електропровідності канал зв'язку (ЕКС)
4.2 Гідравлічний канал зв'язку (ГКС)
4.3 Електромагнітний канал зв'язку (ЕМКС)
5.По дорозіускладнення
6.Комплексобладнання для буріння горизонтальних та похило-спрямованих нафтових ігазових свердловин
Висновок
Література
Введення
Першу виробничу практику япроходив на посаді геофізика ТОВ В«ТехгеосервісВ». Партія виробляла роботи наВать-Еганском родовищі кущ 187, скв. № 82, розташованому в Сургутскомрайоні Ханти-Мансійського автономного округу Тюменської області (Західний Сибір).Мета робіт: Інженерно-технологічне і телеметричне супровідбудівництва похило-спрямованої свердловини.
Звіт містить інформацію, отриманумною під час роботи з забійними телеметричними системами, тому темазвіту: В«Телеметричні системи в процесі бурінняВ».
Практика буріння на нафту і газ маєміжнародний характер і набула широкого поширення в самих різнихрегіонах світу. Ще в недавньому минулому, в 50-60-х роках минулого сторіччя нафтуі газ здобувалися з нескладних і легкодоступних родовищ, що слабостимулювало розвиток і впровадження досконалих технологій буріння. Тільки в60-х роках оптимізація процесу буріння свердловин, особливо в США, почалаприносити прибутку. Слід зазначити якісні зрушення в сучасному бурінні вчастині, що стосується траєкторії свердловин. Все більша частина свердловин за своїмитраєкторних параметрів відноситься до свердловин зі складними траєкторіями (ССТ),включаючи похило-спрямовані, похило-горизонтальні, а також багатостовбурнісвердловини. Будівництво ССТ обумовлено, в свою чергу, такими об'єктивнимипричинами, як виснаження основних нафтових родовищ, що призводить донеобхідності освоєння важкодоступних покладів (шельфові родовища,витяг сировини з тонких пластів, ущільнення сітки свердловин при кущовомубурінні та ін.) Застосування в даному випадку телеметричних систем дозволяєістотно скоротити терміни буріння і витрати. Крім того, створюються вагоміпередумови для значного підвищення нефтегазоотдачі разбуріваемогородовища.
Телеметричні системи в процесі буріннягоризонтальних та похило-спрямованих свердловин дозволяють отримувати наповерхні в реальному масштабі часу поточні виміри по зенітному куті,азимуту і по положенню отклонітеля щодо стовбура свердловини. А програмнезабезпечення дозволяє будувати фактичну і прогнозувати подальшутраєкторію свердловини.
1. Геологічна будова ділянки
1.1 Літолого-стратиграфічний розріз
Геологічний розріз Північно - Когалимского ліцензійногоділянки складний потужною (3000м) товщею осадових теригенних порід, підстилаютьсяеффузівамі девонського - кам'яновугільного віку. Об'єктом детального вивченняє осадові мезозойської - кайназойскіе відкладення, оскільки з нимипов'язана промислова нефтегазаносность. Максимальний розкритий розріз в межахділянки відзначений у свердловині 80 - 3055 м. У межах Сургутського зводу, дерозташований досліджуваний район, розріз, в цілому, однотипний.
1.2 Доюрскіе освіти
Доюрскіе освіти в розрізі ділянки бурінням не розкриті.За даними буріння Тевлінской свердловини № 114, відкладення кристалічного фундаментупалеозойського віку (девон - карбон) представлені діабазових порфірити,среднекрісталліческімі, зеленувато-сірими, метаморфізованнимі, базальтамизеленувато-сірими, міндалекаменнимі, хлорітізіровани, а також туфами ітуфо-базальтами зеленувато-сірими, з дрібнозернистою, скритокрісталліческой імасивної структурою з прожилками і лінзами кварцу і холцедона. Кора вивітрювання(Перм-тріас) розкрита свердловиною на глибині 3146м., Представлена ​​світло сірими,коричнево-сірими, зеленувато-сірими переотложения глинистими відкладеннями,косослоістимі, з вкрапленнями, гніздами і прожилками гіпергенних кварцу.
2. Нефтеность
У розрізі Північно - Когалимского ліцензійної ділянки виявленанафтоносність пов'язана з ачимовской і вернеюрскім нафтогазоносними комплексами.Встановлені поклади нафти пластів: БС 18 - Північно - Когалимскогородовища, Ватьеганское родовище; БС 19 , БС 20 ,Ю 1 - північного краю Західно-Тевлінской площі Тевлінско -Русскінского родовища.
Пласт БС 18 розкритий трьома свердловинами (501, 502, 504,60). Запаси нафти по категорії С 1 - 69 тис. т, по категорії С 2 - 1599 тис. т.
Пласт БС 19 розкритий скв. 80. Ефективна товщина -10,4 м, нафто-насичена - 2,8 м. При випробуванні інтервалу 2835 - 2840 м. отриманийприплив нафти з водою дебітом 27 м 3 /сут., дебіт нафти - 8,5 м 3 /добу.Прийняті запаси по категорії С 1 - 112 тис. т, С 2 -171тис. т.
Пласт БС 20 розкритий скв. 80 і 40. В свердловині 40ефективна і нефтенасищенная товщини складають 20,2 м., тобто пласт повністюнефтеносен. Дебет нафти - 6,5 м 3 /добу. В свердловині 80 ефективнітовщини - 16,8 м., нефтенасищенних - 2,8 м. Отримано приплив нафти з водоюдебітом 22,3 м 3 /добу, дебет нафти 0,18 м 3 /добу. Загальнізапаси: по категорії С 1 - 1156 тис. т, категорії С 2 -1775 тис. т.
Пласт Ю 1 розкритий свердловиною 83 і 80. Нефтенасищеннихтовщини пласта від 3,2 до 5,2 м. У скв. 80 дебет нафти 6,6 м 3 /добу. всвердловині 83 2,6 м 3 /добу. Загальні запаси: по категорії С 1 -889 тис. т, категорії С 2 -2767 тис. т.
3. Азбука телеметричних систем
У загальному випадку телеметричні системиздійснюють вимірювання первинної свердловинної інформації, її передачу на каналізв'язку забій - гирло, прийом наземним пристроєм, обробку та подання операторурезультатів обробки. Існуючі телесистеми включають такі основнічастини:
-забійних апаратуру;
-наземну апаратуру;
-канал зв'язку;
-технологічну оснастку (для електропровідноїлінії зв'язку);
-антену і приналежності до неї (дляелектромагнітної лінії зв'язку);
-немагнітних УБТ (для телесистем зпервинними перетворювачами азимута з використанням магнітометрів);
-забійний джерело електричноїенергії (для телесистем з бездротовою лінією зв'язку).
Забійна частина телесистеми включаєпервинні перетворювачі вимірюваних параметрів, таких як:
-первинні перетворювачі (ПП)напрямки буріння;
-ПП геофізичних параметрів пристовбурнихзони свердловини;
-ПП технологічних параметрівбуріння.
До первинних перетворювачів напрямкибуріння відносяться:
-ПП зенітного кута в точці вимірювання(О‘);
-ПП азимута свердловини (j);
-ПП напрямки отклонітеля (Оі).
До первинних перетворювачів геофізичнихпараметрів (даних каротажу) можна віднести геофізичні зонди, що вимірюють:
-КС - здається опір гірськихпорід;
-ПС - мимовільно поляризацію;
-гамма-каротаж (гамма природноговипромінювання гірських порід);
-електромагнітний каротаж.
До первинних перетворювачів технологічнихпараметрів буріння можна віднести датчики, які вимірюють параметри процесубуріння: осьове навантаження на долото (G); момент (М) реактивний або активний; частотуобертання (n) долота; тиск всередині і зовні бурильної колони; інші, побажанням замовника, а також в залежності від апаратурних можливостей телесистеми.
Дані від первинних перетворювачівчерез комутатор надходять на аналого-цифровий перетворювач (АЦП), потімчерез кодує пристрій (КУ), підсилювач-передавач надходять у канал зв'язку.На поверхні закодована різними способами інформація розшифровуєтьсяв зворотному порядку і надходить на системи відображення та обробки для прийняттярішень по те...
