1. Введение
Местоположение изучаемого месторождения
В административном отношении Талинская площадь принадлежит Октябрьскому району Ханты – Мансийского автономного округа Тюменской области. Она находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто– увалистую равнину с глубоким долинно - балочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33- 206м, на большей части площади 150- 160м, т. к. район работ относится к южному окончанию тектонического приподнятого участка, который протягивается от реки Хугорт до верховьев реки Нягань (на 110- 120км).
Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в1962 году. В состав Красноленинского месторождения входят Талинская, Ем- Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно- Ингинская, Сосново- Мысская, Лебяжья, Постнокортская, Елизаровская и Логовая площади.
Свод расположен на юго- западе нефтегазоносной провинции, отделяясь от сопредельных положительных структур с востока- Елизаровским прогибом, с запада- Мутойской котловиной. На юге через Поттымскую седловину Красноленинский свод соединяется Шаимским мегавалом.
Талинская площадь занимает западную часть Краноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, размеры которого составляют 100*131км.
Таблица 1.1 Сведения о районе буровых работ
| Наименование,единица измерения | Значение (текст, название,величина) |
| Площадь (месторождение) | Талинская площадь Красноленинского месторождения |
| Год ввода площади в разработку | 1981 |
| Административное расположение: | |
| - республика | Российская Федерация |
| - область (край, округ) | Тюменская (Ханты-Мансийский) |
| - район | Ханты-Мансийский, Октябрьский |
| Температура воздуха: | |
| - среднегодовая, о С | -2,9 |
| - наибольшая летняя, о С | +35 |
| - наименьшая зимняя, о С | -49 |
| Максимальная глубина промерзания грунта, м | 1,6 |
Продолжительность отопительного периода, сутки |
261 |
| Преобладающее направление ветров | зимой З летом С |
| Наибольшая скорость ветра, м/с | 24 |
| Многолетнемерзлые породы, м | отсутствуют |
Таблица 1.2 Сведения о площадке строительства буровой
| Наименование,единица измерения | Значение (текст, название,величина) |
| Рельеф местности | Равнинный, слабо всхолмленный |
| Состояние местности | Заболоченная с озерами |
| Толщины: | |
| - снежного покрова, см | 70-120 |
| - почвенного слоя, см | 30-40 |
| Растительный покров | Сосново-березовый лес |
| Категория грунта | Торфяно-болотные, пески, суглинки, глины, супеси |
Таблица 1.3Oсновные проектные данные
| Hаименование данных | Значение |
| Номер нефтерайона | 5В |
| Месторождение (площадь) | Талинская площадь Красноленинского месторождения |
| Цель бурения | эксплуатация |
| Назначение скважины | добыча нефти |
| Способ бурения | роторный, турбинный |
| Вид скважины | горизонтальная |
| Проектный горизонт | Кора выветривания (К.В.) |
| Проектная глубина, м: | |
| - по вертикали | 2820 |
| - по стволу | 3663 |
| Среднее проектное отклонение забоя по кровле пласта, м | 1000 |
| Металлоемкость, кг/м | 31,5 |
| Тип буровой установки | Уралмаш-3000 ЭУК-1М |
| Класс буровой установки | 5 |
| Вид привода | электрический |
| Тип вышки | ВМР-45х200У |
| Оснастка талевой системы | 4х5 |
| Номер основного комплекта бурового оборудования | 25 |
| Установка для испытаний | безоттяжечный подъемник типа "Купер", AIRAI, АПРС-50 |
| Число объектов испытания в колонне | 1 |
| Проектная скорость бурения, м/ст-месяц | 1850 |
Tаблица 1.4 Oбщие сведения о конструкции и интервалах бурения скважины
| Интервал, м | ||||||
| № | Hазвание колонны | Диаметр, | бурения | спуска колонн | ||
| п/п | мм | Повертикали | Постволу | Повертикали | Постволу | |
| 1 | Направление | 324,0 | 0-60 | 0-60 | 0-60 | 0-60 |
| 2 | Кондуктор | 245,0 | 60-700 | 60-732 | 0-700 | 0-732 |
| 3 | Эксплуатационная | 168,0 | 0-2750 | 0-2944 | 0-2750 | 0-2944 |
| 4 | Пилотный ствол | 215,9 | 2750-2850 | 2944-3102 | - | - |
| 5 | Хвостовик | 114,0 | 2750-2820 | 2944-3663 | 2702-2820 | 2874-3663 |
2. Геологическая часть
2.1 Тектоника
Красноленинский свод в морфологическом отношении представляет собой слабовытянутую структуру северо-западного простирания с размерами длиной и короткой оси 165-117 км соответственно.
С севера свод отделен от сопредельных положительных структур того же ранга Елизаровским мегапрогибом, а с запада и с северо- запада граничит с Шеркалинской моноклиналью. Мутомская котловина ограничивает Красноленинский свод с запада. С юга, посредством Потымской седловины, происходит его сочленение с Шаимским мегавалом.
Амплитуда свода по отражающему горизонту Б (верхняя юра) составляет относительное днище мутомской котловины 100-150 м, а относительно восточного моноклинального склона 300-350 м.
Таким образом свод в современном структурном плане представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении в сторону Ханты-Мансийской впадины.
В границах собственно Красноленинского свода выделяется ряд структур второго порядка: Ендырьская, Потымецкая и Средненадымская. Первые два разделяются Кальмановским прогибом.
В настоящее время наиболее детально в тектоническом отношении изучен Талинский вал и Ем-Еговская площадь. В 1994-95 г.г. в пределах указываемых объектов проводились детальные сейсмологические работы.
Имеющиеся на сегодня данные сейсморазведочных работ позволяет выделить в разрезе тюменской свиты отражающий горизонт Т2 (первый во времени устойчивый горизонт над палеозоем). Данный горизонт привязывается к кровли шеркалинского, осадочные породы которого выполняли эрозионно-тектонические врезы в рельефе доюрской эрозионной поверхности.
В пределах талинского вала по кровли доюрского основания выделяются, как уже отмечалось, три антиклинальные складки: Талинская, Северо-Талинская и Южно-Талинская, а в прилегающей части Потымской седловины - две: Валентиновская и Малохорская.
По кровле продуктивного пласта ЮК11 структурный план наряду с некоторым выхолаживанием, в целом сохраняет очертания кровли доюрского основания. Это объясняется тем, что отложения пласта накапливались в прогибах, разделяющих вышеперечисленные структуры третьего порядка.
По кровле тюменской, баженовской, фроловской свит и вышележащих стратиграфическим горизонтам одновременно с продолжающимся выхолаживанием снизу вверх, наблюдается перестройка Талинской, Северо-Талинской складок в структурный нос, раскрывающийся в северном направлении.
Анализ полеоструктурных карт и профилей показал, что Талинский вал и осложняющие его локальные поднятия, отмеченные в промежутке времени, развивались комфортно. В тоже время отмечается и незначительная перестройка структурного плана. Так на ранних этапах развития Талинского вала в его северной части существовал неглубокий прогиб, отделяющий Северо-Талинское поднятие от собственно Талинского. В более позднее время этот прогиб трансформировался в седловину, а затем постепенно выхолаживался и совсем исчез.
Уже на раннем этапе в пределах исследуемой площади намечались черты современного структурного плана по подошве осадочного чехла, окончательное формирование которого завершилась в неоген-четвертичное время, когда Красноленинский свод испытал наклон в юго-восточном направлении. Вследствие этого резче обозначились Талинское, Южно-Талинское, Валентиновское и Малахорское поднятия.
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Таблица 2.1Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов
| Глубина залегания, м | Стратиграфическое подразделение |
Элементы залегания (падения) | Коэффициент кавернозностиинтервала | |||
| от | до | название | индекс | пластов по подошве | (средневзвешенная вели- | |
| (кровля) | (подошва) | угол | чина) | |||
| град | мин. | |||||
| 0 | 40 | четвертичные отл. | Q | - | - | 1,3 |
| 40 | 200 | новомихайловская св. | Р2/3 -Р1/3 | - | - | -"- |
| 200 | 330 | чеганская свита | Р1/3 -Р3/2 | - | - | -"- |
| 330 | 500 | люлинворская свита | Р2/2 | - | - | -"- |
| 500 | 620 | талицкая свита | Р1 | - | - | -"- |
| 620 | 670 | ганькинская свита | К2 | - | - | -"- |
| 670 | 920 | березовская свита | -"- | - | - | -"- |
| 920 | 960 | кузнецовская свита | -"- | - | - | -"- |
| 960 | 1210 | уватская свита | К2 -К1 | 1 | - | -"- |
| 1210 | 1480 | ханты-мансийская св. | К1 | 1 | - | 1,4 |
| 1480 | 1760 | викуловская свита | -"- | 1 | - | -"- |
| 1760 | 1790 | кошайская свита | -"- | 1 | - | -"- |
| 1790 | 2380 | фроловская свита | -"- | 1 | - | 1,3 |
| 2380 | 2430 | баженовская свита | J3 | 1 | - | 1,2 |
| 2430 | 2480 | абалакская свита | -"- | 1 | 20 | -"- |
| 2480 | 2750 | тюменская свита | J1-2 | 1 | 20 | 1,25 |
| 2750 | 2850 | кора выветривания | К.В. | до 2 - | 1,1 | |
Таблица 2.2Литологическая характеристика разреза скважины
| Индекс | Интервал, | Описание горной породы: | |
| стратиграфи- | М | полное название, характерные признаки | |
| ческого | от | до | (структура, текстура, минеральный состав и т.п.) |
| подразделения | (верх) | (низ) | |
| Q | 0 | 40 | Пески, супеси, глины, алевриты |
| Р2/3 -Р1/3 | 40 | 200 | Глины, алевриты з/серые слоистые с глауконитом, диатомиты, глины серые, пески м/з, алевриты, пески кварцевые с прослоями алевролитов, глины з/серые |
| Р1/3 -Р3/2 | 200 | 330 | Глины з/серые, желтовато-зеленые, листоватые, алевритистые с пропластками алевролитов и линзочками бурых углей |
| P2/2 | 330 | 500 | Глины з/серые, диатомовые, алевритистые, иногда опоковидные, диатомиты светло-серые, опоки серые, с/серые, глины с прослоями кварц-глауконитого песчаника |
| P1 | 500 | 620 | Глины темно-серые алевритистые в верхах опоковидные с линзами алевролитов |
| К2 | 620 | 670 | Глины зеленовато-серые, известковистые, часто опоковидные |
| К2 | 670 | 920 | Глины зеленовато-серые, т/серые с прослоями опоковидных глин, опоки |
| К2 | 920 | 960 | Темно-серые, серые и зеленовато-серые глины с прослоями алевролитов |
| К2 – К1 | 960 | 1210 | Алевролиты серые и светло-серые с прослоями песков, песчаников и известняков |
| К1 | 1210 | 1480 | Глины и алевролиты серые с прослоями песков и содержанием углистого детрита, с прослоями глинистых известняков и сидеритов |
| К1 | 1480 | 1760 | Пески м/з серые и светло-серые, глинистые, песчаники и алевролиты серые с прослоями глин |
| К1 | 1760 | 1790 | Аргиллиты серые, темно-серые с частыми тонкими прослоями светло-серых алевролитов и глинистых известняков, характерен углистый детрит |
| К1 | 1790 | 2380 | Аргиллиты темно-серые с прослоями глинистых известняков, сидеритов |
| J3 | 2380 | 2430 | Аргиллиты т/серые битуминозные, слабо слюдистые с прослоями алевролитов серых в основании |
| J3 | 2430 | 2480 | Аргиллиты массивные с прослоями алевролитов и песчаников серых |
| J1-2 | 2480 | 2750 | Переслаивание алевролитов, аргиллитов, песчаников, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов и сидеритов, песчаники серые и светло-серые, глинистые, присутствует углистый детрит |
| К.В. | 2750 | 2850 | Выветрелые породы, представленные сильно измененными породами фундамента эффузивные породы и их туфы, иногда с прослоями песчаников и аргиллитов |
Таблица 2.3Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Таблица 2.4Давление и температура по разрезу скважины
2.3 Водоносность
Таблица 2.5
2.4 Нефтеносность
Таблица 2.6
2.5 Возможные осложнения по разрезу скважины
Таблица 2.7Поглощение бурового раствора
Таблица 2.8 Нефтеводопроявления
| Индекс стратиграфического | Интервал,м | Вид проявляемого | Условия возникновения | |
| подразделения | от (верх) |
до (низ) | флюида (вода, нефть, газ) |
|
| К2 -К1 | 960 | 1760 | вода | Снижение гидростатического |
| ЮК1 | 2430 | 2445 | возм. нефть | давления в скважине из-за: |
| ЮК2-9 | 2480 | 2580 | нефть | - недолива жидкости; |
| ЮК10 | 2620 | 2640 | нефть | - подъема инструмента с "сальником"; |
ЮК11 К.В. |
2700 2750 |
2720 2850 |
нефть возм.нефть |
- снижение плотности жидкости, заполняющей скважину ниже допустимой величины |
Таблица 2.9Прихватоопасные зоны
| Индекс стратиграфического | Интервал, М |
Условия возникновения | |
| подразделения | от (верх) | до (низ) | |
К2 -К1 ЮК10-11 |
960 2620 |
1760 2720 |
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО |
Примечание: Способы ликвидации прихватов и других аварий разрабатываются буровой организацией.
Таблица 2.10Прочие возможные осложнения
| Интервал, м | Вид | Характеристика (параметры) | |
| от (верх) | до (низ) | (название осложнения) |
осложнения и условия возникновения |
| 960 | 1760 | разжижение бурового раствора | Создание противодавления на водонасыщенные пласты устраняются повышением плотности промывочной жидкости |
960 1480 2480 |
1210 1760 2750 |
сужение ствола скважины -"- |
Естественный процесс набухания глин при длительном монтаже их с раствором на водной основе. Осложнение устраняются проработкой этих интервалов |
2.6 Отбор керна
Индекс стратиграфического |
Интервал, м | Метраж отбора керна, м | |
| подразделения | от (верх) | до (низ) | |
| К.В. | 2750 | 2780 | 30 |
| Всего: | 30 м | ||
Примечания: 1. Шлам и грунты отбираются на усмотрение геологической службы.
2. Керн отбирается в интервале пилотного ствола.
2.7 Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины
Примечания: 1. + - Промыслово-геофизические исследования проводятся в интервалах бурения, указанных в таблице.
2. Å - Промыслово-геофизические исследования проводятся в одной из скважин куста.
3. Система доставки приборов в горизонтальном участке ствола "Горизонталь".
4. Комплекс составлен на основании "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах" (г.Москва, 1999г.) и "Технической инструкции по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах" (г.Москва, 2001 г.).
2.8 Работы по испытанию в обсаженном стволе и освоение скважины
Таблица 2.13Испытание продуктивных горизонтов
Примечание: *Нефть закачивается в зафильтровое пространство перед спуском колонны-хвостовика.
3. Технологическая часть
3.1 проектирование конструкции скважины
Расчет глубины спуска кондуктора
Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений. Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) "Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:
где: Ру - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см2 ; Рпл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2 ; ℓкр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.
При бурении под эксплуатационную колонну по данному проекту будут вскрыты нефтяные пласты ЮК1 , ЮК2-9 , ЮК10 , ЮК11 и пилотным стволом будет вскрыт пласт К.В. Максимальное устьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта К.В. (худшие условия): ℓкр. =2750 м, Рпл.к.в. =275 кгс/см2 , gн =0,781 гс/см3 , Ка =1,0.
Ру = 275 - 0,1 х 0,781 х 2750 » 60 кгс/см2 .
Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:
Глубина спуска кондуктора в проекте принята 700 м в соответствии с п. 21 "Задания на проектирование".
Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:
- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:
Рг-ва 700 = 0,19 х 700 = 133 кгс/см2 ;
- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:
Рв700 = 275-0,1х0,781х(2750-700) » 115 кгс/см2 .
Запас прочности пород на гидроразрыв:
Таблица 3.1 Конструкция скважины
Примечание:
Шифры обсадных труб:
ОТТМА - трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения А.
БТС – отечественные обсадные трубы с резьбой "Батресс" по ТУ 39.0147016.40-93 Выксунского завода или других заводов изготовителей.
ФС – фильтр скважинный конструкции НПО "Буровая техника" ВНИИБТ, изготовление завода АОО "Тяжпрессмаш" г. Рязань.
Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильных колонн.
По данному проекту предусматривается строительство горизонтальных скважин. В соответствии с заданием на проектирование, строительство скважин намечается производить со средним смещением на точку входа в пласт К.В. - 1000 м и длиной горизонтального участка 500 м.
Профиль ствола скважины
При этом для профиля учтено требование "Задания на проектирование" в том, чтобы на первом участке набора угла интенсивность искривления была i1 =1,5о на 10 м, на втором участке набора угла i2 =1,74о на 10 м, на участке стабилизации после набора кривизны при бурении под эксплуатационную колонну (в интервале установки насосов) зенитный угол не превышал 40о .
Проектный тип профиля включает пять интервалов, из них один вертикальный, два интервала увеличения зенитного угла, один интервала стабилизации и горизонтальный участок.
На первом интервале увеличения с интенсивностью 1,50 на 10м на глубине 232 м – по вертикали (234 м – по стволу) набирается зенитный угол 20,15 град., радиус искривления при этом составляет 382 м. Участок стабилизации набранного угла заканчивается на глубине 2604м – по вертикали (2761м – по стволу). Второй участок увеличения угла 2604-2820м – по вертикали (2761-3163м – по стволу) бурится с интенсивностью 1,740 на 10 м, радиус искривления при этом составляет 329 м. Зенитный угол в конце интервала достигает значения 900 . Затем под этим углом бурится горизонтальный участок длиной 500 м.
При обеспечении данного типа профиля скважины отклонение забоя по кровле пласта К.В. составит 1000м, общая длина ствола скважины в продуктивном пласте составит 719 м, а общее отклонение скважины на конец бурения составит 1703 м.
С целью успешной проводки горизонтального ствола в первой скважине куста предусматривается бурение наклонного пилот-ствола со вскрытием продуктивного пласта К.В. для уточнения геологических данных (глубины залегания, мощности пласта, продуктивности и т.д. по данным ГИС (комплекс ГИС приведен в табл. 2.12 данного проекта).
После проведения ГИС пилотный ствол ликвидируется в соответствии с инструкцией [114] и производится забурка основного ствола скважины.
Результаты расчета проектного профиля и пилотного ствола приведены в таблице 3.2 и рис. 3.1.
При строительстве каждой конкретной горизонтальной скважины, профиль скважины и пилота рассчитывается специалистами УБР (Подрядчика) по исходным данным, выданным геологической службой Заказчика. Проектный профиль основного и пилотного ствола согласован с технологической службой Заказчика.
Управление искривлением при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну и контроль за траекторией ствола скважины проводится с помощью телеметрической системы СИБ-1.
При бурении под хвостовик контроль за траекторией ствола скважины осуществляется с помощью телеизмерительной системы MWD-350 фирмы "Sperry-Sun".
Контроль за траекторией скважины при бурении пилотного ствола производится с помощью телеметрической системы СИБ-1.
Возможно применение других типов телесистем по согласованию Заказчика и Подрядчика.
Компоновки низа бурильной колонны по проектному профилю и пилотному стволу приведены в таблице 8.2.
Таблица 3.2Параметры профиля ствола горизонтальной скважины на Талинской площади Красноленинского месторождения
Примечания: 1.Начало интервала набора зенитного угла, глубина окончания интервала стабилизации и другие параметры кри-визны для каждой скважины, бурящейся с кустовой площадки, выбирается в соответствии с требованиями РД 39-0148070-6.027-86 "Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири" и изменения №1 утвержденного 11.01.1990г., с учетом конкретных геолого-технических условий бурения.
2.Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данному групповому проекту, необходимо производить с учетом фактической пространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", Москва, 1997 г. (АООТ "ВНИИТнефть").
3.2 Способы, режимы бурения, шаблонировки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК
Примечание: Проработки ствола скважины перед спуском всех колонн производятся только при наличии осложнений (затяжки и посадки бурильного инструмента или каротажных приборов, наличии уступов и т.п.). При отсутствии осложнении производится шаблонировка ствола скважины и промывка на забое с доведением параметров бурового раствора до проектных.
3.3 Буровые растворы
нефтяной скважина бурение колонна
При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствора должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (6-8 см3 за 30 минут).
При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который с помощью системы очистки доводится до плотности 1,10 г/см3 и обрабатывается химическими реагентами для достижения параметров раствора, указанных в регламенте.
Для обработки раствора используются акриловые полимеры сайпан и сайдрил (или дк-дрилл). Для этого в глиномешалке на 4 м3 технической воды затворяется 20 кг сайпана и 4 кг дк-дрилла (сайдрила). В приемные емкости буровых насосов одновременно подается глинистая суспензия и водный раствор полимеров. В дальнейшем раствор полимеров готовится из расчета 15 кг сайпана и 3 кг дк-дрилла (сайдрила) на 4 м3 технической воды.
Разбуривание пилотного участка ствола скважины производится на растворе с параметрами и расходами хим.реагентов аналогичными последнему интервалу бурения под эксплуатационную колонну.
Для бурения под колонну-хвостовик в соответствии с заданием (приложение 1) предусмотрено использование биополимерного раствора Flo-Pro - безглинистого раствора на водной основе, который разработан для вскрытия продуктивных пластов наклонными и горизонтальными скважинами.
Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения(все глубины указаны по вертикали)
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в соответствии п.2.7.3.2-2.7.3.7 ПБ НиГП [4].
Интервалы бурения под направление (0-60 м), кондуктор (60-700 м) и эксплуатационную колонну (700-2750 м) и колонну-хвостовик (2750-2820 м) являются интервалами совместимых условий бурения.
Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности Ка = 1,00).
Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см3 . При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2 . С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п.2.7.3.5) проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,16-1,18 г/см3 . Интервал 700-1200 м разбуривается на растворе r=1,10 г/см3 .
Для интервалов бурения от 1200м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но не превышать 25-30 кгс/см2 .
Пластовое давление в интервалах
29-04-2015, 00:45