Характеристика давлений и температуры

Давление и температура по разрезу скважины

(в графах 6,9,12,15,17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПСР- прогноз по сейсморазведочным данным, ПГФ- прогноз по геофизическим исследованиям и РФЗ- расчет по фактическим замерам в скважинах)

Таблица 4.7.1.

Индекс стратигра фического подразделе ния

Интервал, м

Градиент давления

Градиент

Темп-ра в конце интервала

от

до

пластового

порового

гидроразрыва пород

горного давления

верх

низ

кгс/см2 на м

источник полу чения

кгс/см2 на м

исто чник получе ния

кгс/см2 на м

источник получе ния

кгс/см2 на м

источник получе ния

0С

источник получе ния

от

до

от

до

от

до

от

до

верх

низ

верх

низ

верх

низ

верх

низ

K1al+a+b

-

0,096

РФЗ

-

0,096

ПГФ

-

0,15

ПГФ

-

0,15

ПГФ

-

РФЗ

K1al+a+b

0,096

0,10

РФЗ

0,096

0,10

ПГФ

0,15

0,149

ПГФ

0,15

0,152

ПГФ

РФЗ

K1al+a+b, K1h, J3v, J2, T3+1

0,10

0,103

РФЗ

0,10

0,103

ПГФ

0,149

0,151

ПГФ

0,152

0,161

ПГФ

17-27

РФЗ

 

 

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН

Проектируемыми скважинами предусматривается вскрытие мезозой-кайнозойских отложений, сложенных карбонатными и терригенными породами.

Согласно проектному геологическому разрезу в процессе проводки скважин могут иметь место следующие осложнения:

Сведения о возможных осложнениях приводятся в таблицах: №№ 4.8.1, 4.8.2, 4.8.3.

 

Нефтегазоводопроявления

Таблица 4.8.1

Стратиграфический горизонт	Интервал осложнений, м	Вид проявляемого флюида	Длина столба газа, м	Плотность пластового флюида для расчета избыточного давления г/см3	Причины возникновения и характер проявления
от	до			Внутр.	Наружн.
					6.
K1al+a+b, K1h, J3v, J2, T3+1			нефть+газ		0, 85	0,95	нефтегазопроявления

 

 

Поглощение бурового раствора

Стратиграфический горизонт	Интервал поглощения, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/час	Расстояние от устья до уровня раствора, м	Причины возникновения осложнений
от	до
K1al+a+b, K1h, J3v, J2, T3+1			-	-	Рыхлые породы

Таблица 4.8.2.

Прихватоопасные зоны, интервалы искривления ствола

Таблица 4.8.3.

Стратиграфический горизонт	Интервал осложнений, м	Буровые растворы	Причины возникновения осложнений
Тип раствора	Плотность, г/cм3	Вязкость, сек	Водоотдача, cм3 за 30 мин.	Смазывающие добавки
от	до
K1al+a+b, K1h, J3v, J2, T3+1			Ингибированный полимеркалиевый раствор	1,12-1,17	55-60	7-8	Т-80, нефть	желообразования, сужение ствола скважины, кавернообразование.

 

 

Осыпи, обвалы стенок скважины

Страти­графичес кий горизонт

Интервал осложнений, м

Буровые растворы

Время до начала ос­ложнений, сут

Мероприятия по ликвидации (проработка, промывка и т.д.)

Тип раствора

Плотность г/см3

Условная вязкость, с

Водоотдача, см3 за 30 мин

СНС, мгс/см2 через, мин.

от

до

10сек.

10мин.

K1al+a+b

Полимерный

1,11-1,16

50-60

8-10

10-15

20-30

проработка, промывка

K1al+a+b, K1h, J3v, J2, T3+1

Ингибированный полимеркалиевый раствор

1,12-1,17

55-60

7-8

15-20

45-60

проработка, промывка

Таблица 4.8.4.

 

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН

В соответствии с предполагаемым геологическим разрезом, графиком совмещенных давлений, учетом возможных осложнений принята следующая конструкция скважины.

Направление Ø 339мм спускается на глубину 10м с целью предохранения устья скважины от размыва и обрушения пород. Цементируется до устья.

Кондуктор Ø 244,5мм спускается на глубину 200м для перекрытия водоносных горизонтов. Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна Ø 168,3мм спускается на глубину 800м с целью вскрытия продуктивного пласта, опробования и цементируется в до устья.

Таблица 4.9.1

Конструкция скважин	Диаметр, мм	Интервал спуска, м
Направление		0-10
Кондуктор	244,5	0-200
Эксплуатационная колонна	168,3	0-800

Примечание: При бурении имеется высокая опасность возникновения газонефтеводопроявления (ГНВП) в интервалах, где возможны пластовые давления, превышающие гидростатическое давление на 4-5% или открытого фонтана при нарушении технологии, в связи с чем, рекомендуется предусмотреть дежурство технологического персонала и работников аварийно-спасательной службы.

Таким образом, бурение скважины необходимо производить на буровом растворе при параметрах, приведенных в технической части проекта.

При вскрытии нефтегазоперспективных отложений необходимо иметь запас бурового раствора в объеме скважины, кроме существующего в циркуляции.

Для повышения качества промывочной жидкости и реологических свойств, предусматривается ее химическая обработка, рецептура которой приводится в технологической части проекта.