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.